Пожарная безопасность технологических процессов / Shvyrkov - PB tekhnologicheskikh processov 2012

что достигается: подготовкой места проведения сварочных работ; проверкой надежности работы сварочного оборудования; проверкой качества промывочного раствора в скважине на соответствие его параметров геоло- го-техническому наряду перед началом сварочных работ вблизи устья (при снижении плотности раствора, его переливе в статическом состоянии, т. е. при осложнениях, способных привести к нефтегазопроявлению, проведение сварочных работ запрещается);

организационно-техническими мероприятиями: проведением регулярных осмотров и испытаний оборудования и механизмов для предотвращения их перегрева и механических повреждений; осмотром и испытаниями оборудования и механизмов после ремонта, сильных ветров, ликвидации аварий и длительных перерывов в работе; ограничением скорости спуска бурильных труб, применением гидравлических или электродинамических тормозов для исключения перегрева тормозных колодок.

установкой обратного клапана в колонне бурильных труб для предотвращения проникновения в нее горючей газовоздушной смеси;

надежной герметизацией устья скважин для предотвращения выхода газа наружу. Выходящий из скважины воздух должен анализироваться на содержание углеводородов у устья скважины и в выкидном трубопроводе. При содержании газов в воздухе 20 % от НКПР и более приостанавливают буровые работы до обнаружения утечки газа и ее устранению.

23.1.5. Особенности пожарной опасности при нефтегазовых выбросах и открытого фонтанирования скважин и способы обеспечения пожарной безопасности

Пожарная опасность процесса бурения резко возрастает при осложнениях, нарушающих нормальных ход буровых работ, способных привести к фонтанированию нефти и газа из ствола скважины.

Открытый выход нефти и газа первоначально происходит в виде нефтегазопроявлений, т. е. поступления на поверхность небольших количеств нефти и газа, не препятствующих проведению основных операций по бурению. Дальнейшее развитие нефтегазопроявления может привести к выбросу из скважины промывочного раствора и аварийному фонтанированию, которое создает пожароопасную ситуацию.

При аварийном фонтанировании возникают неконтролируемые источники зажигания: разряды статического электричества, генерируемого в фонтане; фрикционные искры от соударения частиц выбрасываемой породы и деталей бурового оборудования; самовоспламенение продукции скважины и др.

321

Нефтегазопроявления возникают и развиваются стремительно. Фактор внезапности, сопровождающий возникновение аварийного фонтанирования, затрудняет действия персонала по своевременному устранению всех возможных источников зажигания. Поэтому необходимо строгое соблюдение правил пожарной безопасности в течение всего процесса бурения, а не только при возникающих осложнениях.

Предупреждение и своевременная ликвидация осложнений при бурении достигается правильным конструированием скважины и соблюдением технологической дисциплины буровыми бригадами. Основная причина нефтегазопроявлений – нарушение оптимального соотношения между пластовым давлением и противодавлением, создаваемым столбом промывочной жидкости в стволе скважины. Плотность промывочной жидкости подбирают так, чтобы противодавление на 5–15 % превышало ожидаемое пластовое давление.

Нефтегазопроявление может перейти в аварийное фонтанирование при отсутствии неисправности или неправильном использовании противовыбросового оборудования на устье скважины, а также при нарушении герметичности обсадных колонн. Основными мероприятиями, предупреждающими возникновение нефтегазопроявлений, являются: соблюдение требований, предъявляемых к промывочной жидкости; контроль ее количества и качества; обеспечение циркуляции жидкости в стволе скважины.

Подъем бурильного инструмента ведет к снижению уровня промывочной жидкости в скважине, поэтому требуется дополнительно подкачивать раствор для поддержания необходимого столба жидкости. Если при подъеме бурильного инструмента уровень жидкости в затрубном пространстве не снижается, то это свидетельствует о наличии эффекта поршневания, который заключается в том, что при подъеме колонны переток жидкости из кольцевого зазора в освобождающееся пространство под бурильной колонной происходит недостаточно интенсивно. Причины поршневания: высокая скорость подъема инструмента или образование над долотом глинистого нароста, перекрывающего сечение скважины. Поршневание снижает противодавление на забой и при вскрытом продуктивном пласте может привести к нефтегазопроявлению. При первых признаках поршневания прекращают подъем бурильного инструмента, опускают его ниже интервала замеченного проявления и тщательно промывают скважину. Затем подъем возобновляют.

Пребывание промывочной жидкости в неподвижном состоянии способствует ее расслоению и насыщению газом (происходит «разгазирование» раствора), что увеличивает ее объем и снижает плотность, вследствие чего снижается противодавление на забой. Способы обеспечения безопасности: дегазация раствора, его замена, утяжеление и применение раствора

322

с пониженной водоотдачей. Необходимо также сократить простой скважины, вызванный отключением буровых насосов.

Если возникшее газопроявление привело к аварийному фонтанированию скважины, необходимо остановить двигатель внутреннего сгорания, потушить технические и бытовые топки, отключить осветительные и силовые линии на буровой. Необходимо принять меры по остановке и отключению всех соседних объектов, которые могут оказаться в опасной зоне, по ограничению растекания нефти и конденсата. При помощи имеющихся технических средств организуют подачу максимально возможного количества воды на увлажнение фонтана, одежды работающих у устья скважины

иорошение металлоконструкций. Разбирают обшивку буровой, сараев

идругих сооружений, где может произойти скопление газов. Сооружают дренажные канавы для отвода нефти и конденсата и амбары. При проведении работ используют искробезопасный инструмент, трущиеся детали обильно смазывают слоем консистентной смазки. Спускоподъемные операции с использованием стальных тросов проводят на минимальных оборотах барабана (желательно, чтобы тросы были оцинкованными).

Все работы, связанные с применением открытого пламени, в пределах опасной зоны запрещаются. Категорически запрещается работа в загазованной зоне двигателей внутреннего сгорания и перемещение всех видов транспорта, в том числе пожарных автомобилей.

Чтобы не допустить опасного накопления зарядов статического электричества, следует обильно увлажнять пространство над устьем скважины распыленными струями воды. Перемещение металлического оборудования в струе фонтана допускается лишь при надежном его заземлении. При этом необходимо заземлять узлы подземно-транспортных устройств, включая тросовую систему.

После ликвидации аварийного фонтанирования и глушения скважины необходимо провести уборку буровой площадки от горючих веществ. Включение электрооборудования и двигателей осуществляется только после тщательной проверки территории на отсутствие загазованности.

23.1.6.Особенности пожарной опасности при вскрытии и испытании продуктивных пластов и способы обеспечения пожарной безопасности

Существует несколько способов вскрытия продуктивных пластов. Наиболее распространенным является способ, когда доступ в колонну пластовой продукции осуществляется простреливанием отверстий в колонне с помощью перфораторов. Затем снижают давление промывочной жидкости, находящейся в стволе скважины, уменьшая ее плотность или удаляя часть жидкости из ствола.

323

Частичное или полное удаление жидкости из ствола производят мето-

дами свабирования и тартания.

При свабировании в колонну насосно-компрессорных труб спускают на стальном канате поршень (сваб) с открывающимся вверх клапаном. Поршень погружают в жидкость в стволе скважины на глубину от 100 до 300 м. При помощи троса сваб поднимают, клапан при этом закрывается и весь объем жидкости над поршнем выносится на поверхность. Операцию повторяют несколько раз. Когда пластовое давление превысит давление столба жидкости, начинается приток продукции из пласта. Таким способом осваивают фонтанные скважины при загерметезированном устье.

Если вскрывается пласт с низким давлением, то освоение проводят методом тартания с открытым устьем скважины. Операция заключается в извлечении жидкости отдельными порциями при помощи цилиндрического ведра-желонки, на днище которого имеется клапан, открывающийся вверх, а наверху дужка для крепления троса.

Пожарная опасность процесса освоения скважины заключается в возможности выброса и открытого фонтанирования.

После перфорации начинается бурный перелив раствора из скважины, прекратить который невозможно, так как этому мешает кабель, идущий к перфоратору. Поэтому надо быстро извлечь перфоратор из скважины.

Перед перфорацией устьевое оборудование испытывают на максимальное давление, ожидаемое на устье скважины.

Все агрегаты для осуществления перфорации размещают с наветренной стороны на расстоянии не менее 20 м от устья.

Обшивку буровой разбирают, а электросеть обесточивают.

При подъеме перфоратора в скважину необходимо доливать буровой раствор.

Перед началом освоения скважины устанавливают емкости, сооружают амбары у буровой для приема продукции. Для стока нефти в эти емкости предусматривают закрытые коммуникации, использование открытых канав недопустимо.

При освоении фонтанной скважины свабированием коренную задвижку фонтанной арматуры оборудуют штурвалом, который выводят на расстояние не менее 10 м от устья и защищают щитом.

В процессе свабирования все другие работы на буровой площадке, не связанные с этим процессом, следует прекратить.

При первых признаках фонтанирования сваб надо немедленно поднять из скважины.

324

Рис. 23.3. Фонтанная арматура:

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

23.1.7.Особенности пожарной опасности при эксплуатации скважин

испособы обеспечения пожарной безопасности

Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин

При фонтанном способе эксплуатации нефть и газы поднимаются по стволу скважины под действием природной энергии пласта. Оборудование устья скважины фонтанной арматурой показано на рис. 23.3.

Пожарная опасность фон-

танного способа эксплуатации

скважины заключается в воз-

можности прорыва нефти или

5

4

газа наружу из-за нарушения

елка

герметичности оборудования

Фонтанная

вследствие

образования не-

плотностей

в

соединениях,

срыва арматуры,

коррозии и

эрозии трубопроводов и дру-

гих причин.

головка

3

Для предотвращения этой

2

опасности

предусматривают

Трубная

следующие мероприятия:

1

надежно герметизируют

ствол и устье скважины;

своевременно производят планово-предупредитель- ный ремонт, контролируют надежность герметизации оборудования на устье скважины и

оперативно принимают меры по устранению всех замеченных дефектов;

устье скважины оборудуют стандартной фонтанной арматурой, рабочее давление которой должно соответствовать максимальному давлению на устье скважины. 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; рр – рабочее давление).

325

При эксплуатации месторождений с парафинистыми нефтями одним из частных видов неисправностей является запарафинирование ствола и выкидных линий. Для предотвращения образования отложений внутреннюю поверхность труб покрывают эмалями, смолами, лаком и т. д., а накопившиеся отложения периодически удаляют одним из трех основных способов: механическим (очистка ведется специальными скребками); физико-химическим (растворением парафина растворителями); термическим или тепловым (размыванием 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.

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 закачки в скважину используют сжатый воздух (эрлифтный способ эксплуатации) или используют попутный нефтяной газ (газлифтный способ эксплуатации).

Нефтегазовая

смесь Сжатый газ

1

2

Рис. 23.4. Схема однорядного подъемника:

1– насосно-компрес- сорные трубы;

2 – обсадные трубы

При компрессорном способе эксплуатации в скважину спускают насосно-компрессорные трубы в один или два ряда. В первом случае система называется однорядным подъемником, во втором случае – двухрядным. Схема однорядного подъемника показана на рис. 23.4.

Пожарная опасность компрессорных скважин аналогична пожарной опасности фонтанных скважин, однако наличие на промыслах сети газопроводов и компрессорных станций предъявляет ряд дополнительных требований к обеспечению пожарной безопасности объектов защиты.

326

Рис. 23.5. Схема глубиннонасосной установки:

1 – цилиндр; 2 – колонна насосных штанг; 3 – тройник; 4 – головка; 5 – баланс; 6 – опора станка-качал- ки; 7 – редуктор; 8 – электродвигатель; 9 – колонна насоснокомпрессорных труб; 10 – шаровой клапан; 11 – поршень (плунжер); 12 – всасывающий клапан

Глубинный способ эксплуатации нефтяных скважин

Способ эксплуатации нефтяных скважин глубинными насосами является наиболее распространенным (рис. 23.5). 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 газа.

Пожарная опасность при эксплуатации таких скважин определяется возможностью: повреждения ствола и устья скважины; разлива нефти; разгерметизации линий и образования зон загазованности на территории промысла. Наличие песка в нефти может вызвать заклинивание плунжера, способствует интенсивному износу оборудования, приводит к разбалансу станка-качалки.

Пожарная безопасность эксплуатации нефтяных

скважин глубинными насосами обеспечивается: ограничением попадания песка в скважину путем регулировки режима отбора нефти; установкой фильтров; использованием специальных плунжеров; в некоторых случаях – установкой в забое песочного якоря (цилиндрической емкости, соединенной с приемным отверстием насоса).

Для предотвращения перегрева трущихся частей наземного оборудования контролируют качество смазки подшипников, редукторов, криво- шипно-шатунного механизма, проверяют степень натяжения ременных передач.

Все разливы нефти или конденсата возле скважины необходимо своевременно удалять, а замазученные участки засыпать свежим песком или землей.

При эксплуатации скважин гидропоршневыми насосами дополнительную пожарную опасность создает наличие у скважины высоконапорной насосной установки, нагнетающей нефть. Выкид насоса оборудуется приборами контроля и обратным клапаном, работающим в режиме предохранительного клапана.

327

Для обеспечения пожарной безопасности эксплуатации скважин гидропоршневыми насосами необходимо:

перед каждым пуском установку испытать на рг.и = 1,5 рр;

запускать установку при открытых запорных устройствах на приеме

ивыкидке насоса;

повышать давление в нагнетательной линии только после выхода насоса на нормальный рабочий режим;

при всех остановках насоса снижать давление в линии до атмосферного значения.

23.2.Пожарная безопасность процессов первичной переработки нефти

23.2.1.Установки для обезвоживания и обессоливания нефти

В нефти, поступающей на нефтеперерабатывающие заводы, содержатся механические примеси, вода и различные соли.

Механические примеси вызывают эрозию внутренних поверхностей оборудования, образуют отложения, способные забивать аппаратуру. Растворенные в воде и находящиеся в виде кристаллов в нефти соли являются причиной коррозии оборудования. Сернистые соединения (сероводород, меркаптаны, тиофены, сульфаты и др.), содержащиеся в нефти, не только вызывают коррозию оборудования, но и приводят к образованию пирофорных отложений. На нефтеперерабатывающих установках допускается перерабатывать нефть, содержащую не более 0,3 % (масс.) воды.

Вода с нефтью образует достаточно стойкие нефтяные эмульсии, для разрушения которых на нефтеперерабатывающих заводах используется переменное электрическое поле высокого напряжения (применение данного способа обезвоживания нефти началось с 1909 г.). На рис. 23.6 приведена принципиальная схема электрообезвоживающей и обессоливающей установки (ЭЛОУ) с горизонтальными электродегидраторами.

Сырая нефть забирается из резервуара насосом и под давлением 0,8–1,0 МПа прокачивается через систему сырьевых теплообменников 2 и 3, в которых подогревается горячими отходящими продуктами производства до 120–130 °С. Нагретая нефть поступает в последовательно работающие электродегидраторы 1. Одновременно в нефть подается горячая вода и деэмульгатор. Обессоливание протекает в электрическом поле напряжением 32–33 кВ. Обработанная нефть содержит не более 0,1 % воды и 5–10 мг/л солей, что позволяет нефтеперегонной установке работать без остановки на ремонт не менее двух лет.

328

Рис. 23.6. Принципиальная схема установки ЭЛОУ:

1 – горизонтальные дегидраторы; 2 – паровой подогреватель; 3 – теплообменник; I – сырая нефть; II – деэмульгатор; III – свежая вода; IV – щелочь;

V – отстоявшаяся вода; VI – обезвоженная нефть

23.2.2. Первичная переработка нефти

Для производства из нефти многочисленных продуктов различного назначения и со специфическими свойствами осуществляют разделение нефти на фракции и группы углеводородов, а также применяют методы изменения ее химического состава.

Различают первичные и вторичные методы переработки нефти. К первичным относят процессы разделения нефти на фракции. Ко вторичным методам относят процессы деструктивной переработки нефти и очистки нефтепродуктов. Процессы деструктивной переработки нефти предназначены для изменения ее химического состава путем термического

икаталитического воздействия. При помощи этих методов получают нефтепродукты заданного качества, которые нельзя получить при прямой перегонке нефти.

На современных нефтеперерабатывающих заводах основным первичным процессом служит разделение нефти на фракции, т. е. ее перегонка на установках непрерывного действия.

Сущность процесса перегонки заключается в однократным или многократном испарении нефти. Перегонка нефти с многократным испарением, например с двухкратным (рис. 23.7), заключается в том, что предварительно обессоленную и обезвоженную нефть нагревают до 340–355 °С

иотгоняют фракции бензина, реактивного и дизельного топлив в атмо-

сферной ректификационной колонне 2. Остаток от перегонки (мазут) нагревают до более высокой температуры (примерно до 360–380 оС),

329

из которого под вакуумом (остаточное давление в вакуумной ректификационной колонне 3 составляет 3–8 кПа) отгоняют фракции смазочных масел, а в остатке получается гудрон. Другими словами, нефть последовательно нагревают два раза, каждый раз отделяя паровую фазу от жидкой. Образующиеся паровую и жидкую фазы подвергают ректификации в колоннах.

Рис. 23.7. Схема установки для атмосферно-вакуумной перегонки нефти:

1 – трубчатые печи; 2 – атмосферная ректификационная колонна; 3 – вакуумная ректификационная колонна; 4 – отпарная колонна; 5 – конденсатор-холодильник; 6 – водоотделитель; 7 – теплообменник; 8 – холодильник; 9 – барометрический конденсатор; 10 – эжектор; I – нефть; II – боковой продукт; III – верхний продукт; IV – газ; V – мазут; VI – гудрон; VII – водяной пар; VIII – вода;

IX – несконденсировавшиеся пары и газы

23.2.3. Особенности пожарной опасности процессов первичной переработки нефти и способы обеспечения пожарной безопасности

Установки для первичной переработки нефти являются производственными объектами повышенной взрывопожарной опасности, что связано

впервую очередь со следующими обстоятельствами:

с различным агрегатным состоянием обращающихся на производстве горючих веществ и материалов;

изменяющимися в широких пределах технологическими параметрами процессов переработки нефти;

возможностью образования в аппаратах горючих смесей при различных режимах эксплуатации;

наличием большого количества разнообразного и сложного технологического оборудования;

330