Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНОБРНАУКИ РОССИИ УХТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ (ФГБОУ ВО «УГТУ»)

КАФЕДРА ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

И ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Тема: «Повышение пожарной безопасности при капитальном ремонте нефтяных скважин на примере АО «Печоранефтегаз»»

А.Э. Чернов

Ухта, 2019



Аннотация

Актуальность данной темы выпускной квалификационной работы обусловлена приоритетным направлением в нефтегазодобывающей отрасли по снижению аварийных ситуаций на производстве. Из имеющихся статистических данных был сделан вывод о том, наибольший процент аварий на объектах нефтегазодобывающей промышленности имеют аварии, связанные с возникновением пожаров и взрывов (35%).

В данной выпускной квалификационной работе на примере предприятия АО «Печоранефтегаз» была проведена оценка риска возникновения газонефтеводопроявления с образованием взрыва газовоздушной смеси при капитальном ремонте нефтяной скважины, по результатам которой выявлено, что индивидуальный пожарный риск превышает нормативное значение, ввиду неэффективности имеющейся на предприятии системы пожаротушения.

Имеющаяся система пожаротушения при капитальном ремонте скважин АО «Печоранефтегаз» является ручной, то есть в случае возникновения пожара или взрыва с воспламенением, для ее запуска и ликвидации пожара необходимо участие человека и его присутствие в опасной зоне.

В целях совершенствования имеющейся на предприятии системы пожаротушения при капитальном ремонте скважин предлагается установка газопорошковых модулей пожаротушения и многоспектральных датчиков - извещателей пламени.

Предлагаемые усовершенствования позволят снизить индивидуальный пожарный риск с 3· 10^-5 до5 · 10^-6 1/год. Предполагаемый экономический эффект в случае возникновения аварии составит 22,96 млн. рублей.

Данная выпускная квалификационная работа содержит:94страницы, 28 таблиц, 18 рисунков и 56 формул. Список использованных источников содержит 35 наименований литературы. Презентационный материал работы выполнен на 19 слайдах.



Содержание

Введение

1. Анализ опасности технологического процесса капитального ремонта скважин

1.1 Краткие сведения о предприятии

1.2 Описание технологического процесса ремонта скважин

1.3 Основные опасности технологического процесса ремонта скважин

1.4 Статистические данные об авариях в нефтегазодобывающей отрасли

1.5 Возникновение пожара при газонефтеводопроявлениях и открытом фонтанировании скважин

1.6 Оценка риска

1.7 Расчет зон поражающих факторов

1.7.1 Расчет интенсивности теплового излучения при пожарах разливов нефти при ГНВП

1.7.2 Оценка воздействия воздушной ударной волны при взрыве ГВС

1.7.2.1 Расчет параметров волны давления

1.7.2.2 Расчет радиусов зон поражения людей воздушной ударной волной

1.7.2.3 Определение числа пострадавших людей

1.7.3 Оценка теплового воздействия при взрыве ГВС

1.7.3.1 Расчет интенсивности теплового излучения и времени существования огненного шара

1.7.3.2 Определение числа пострадавших людей от теплового воздействия

2. Существующие мероприятия по обеспечению пожарной безопасности на предприятии

2.1 Мероприятия по предупреждению и ликвидации аварий в АО «Печоранефтегаз»

2.2 Существующие средства пожаротушения

3. Совершенствование системы пожарной безопасности

3.1 Совершенствование системы пожаротушения

3.2 Расчет основных параметров системы пожаротушения

3.3 Совершенствование системы пожарной сигнализации

3.4 Расчет пожарных извещателей

4. Оценка системы безопасности после внедрения предлагаемых мероприятий

4.1 Анализ риска

4.2 Экологическая эффективность

4.3 Расчет экономической эффективности

Заключение

Список использованных источников



Введение

пожар скважина опасность авария

Наличие средств, обеспечивающих пожарную безопасность при капитальном ремонте скважин обусловлена наличием в рабочей зоне горючих материалов и газовоздушных смесей, что повышает шанс пагубного воздействия при возникновении аварии на персонал и оборудование предприятия.

Актуальность данной темы вызвана большим количеством пожаров в нефтяной и газовой отраслях, ведущих за собой высокие человеческие и материальные потери, а также проблемы в национальной безопасности природно-техногенной и экологической сферах [23].

Целью выпускной квалификационной работы является: повышение пожарной безопасности при капитальном ремонте нефтяных скважин на примереАО «Печоранефтегаз».

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

1) провести анализ аварийных ситуаций при ремонте скважин;

2) рассмотреть существующие мероприятия по обеспечению пожарной безопасности;

3) усовершенствовать существующую пожарную систему для повышения уровня безопасности ремонта скважин;

4) оценить эффективность предложенных мероприятий.



1. Анализ опасности технологического процесса капитального ремонта скважин

1.1 Краткие сведения о предприятии

Кустарная добыча и переработка ухтинской нефти началась с 1745 года. Разведочное бурение ведётся с 1890 года. Первое месторождение лёгкой нефти (Чибъюское) открыто в 1930 году, тяжёлой (Ярегское) - в 1932 году. К 1987 году в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции выявлено свыше 75 месторождений нефти и газа (свыше 230 залежей).

ЗАО «Печоранефтегаз» создано кипрским подразделением Vitol, Sanson/Vitol Cyprus, и геологоразведочной компанией ООО «Печоранефтегазразработка» в 1993 году.

В 2002 году «Печоранефтегаз» (далее - Общество) изменило организационно-правовую форму и стало акционерным обществом.

Основными видом деятельности Общества являются:

- разработка Сотчемьюского, Северо-Ираельского и Восточно-Сотчемью-Талыйюского нефтяных месторождений, а также разведка и разработка других месторождений углеводородов на территории Республики Коми;

- добыча, переработка, хранение, транспортировка, маркетинг, распределение и реализация углеводородов и другого минерального сырья и продуктов их переработки, как в Российской Федерации, так и в других государствах.

АО «Печоранефтегаз» оказывает услуги по добыче нефти, эксплуатации и исследованию скважин, ремонту устьевого оборудования, основных средств и материалов, содержанию подъездных дорог и площадок на эксплуатируемых скважинах, систем энергоснабжения и другие услуги по разработке и эксплуатации участков недр ООО «Косьюнефть», ООО «Динью», ООО «ЦНПСЭИ» и ООО «ИСТП» на основании договоров операторских услуг.

Общество имеет следующие структурные подразделения:

- офис в г.Ухте (г. Ухта, ул. Моторная, д. 14);

- цех добычи газа № 1 в пос. Зеленоборск Республики Коми (разрабатываются и эксплуатируются Сотчемьюское, Северо-Ираельское, Восточно-Сотчемью-Талыйюское, Южно-Сотчемьюское, Восточно-Турышевское и Северо-Зеленоборское месторождения);

- цех добычи газа № 2 в пгт. Нижний Одес Республики Коми (разрабатываются и эксплуатируются Динью-Савиноборское, Сосновское, Южно-Тэбукское и Восточно-Маркаельское месторождения).

Большая часть территорий, разрабатываемых и разведываемых «Печоранефтегазом», находится недалеко от магистрального нефтепровода «Транснефти», однако добыча нефти осложнена высокой обводненностью месторождений.

Численность работников Общества по состоянию на 31 декабря 2017 года составила 510 человек.

При этом для поддержания проектных объемов добычи углеводородного сырья и обеспечения сохранности скважин в работоспособном состоянии на месторождениях проводятся работы по капитальному и текущему ремонту скважин. В условиях Западной Сибири количество таких ремонтов из года в год увеличивается, что связано с ухудшением пластовых условий разрабатываемых месторождений (низкие фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов), а также с переходом большинства месторождений на позднюю стадию разработки, характеризующуюся старением эксплуатационного фонда скважин, ростом обводненности продукции, падением пластового давления и так далее, повышается количество сложных ремонтов, с ростом трудовых, материальных и финансовых ресурсов.



1.2 Описание технологического процесса ремонта скважин

Характерной особенностью подземного ремонта скважин является то, что при различных его назначениях могут выполняться одни и теже операции [36]. Например, при изменении глубины подвески штанговго скважинного насоса и при гидроразрыве выполняют спуско-подъемные операции и т. п. Независимо от целей подземного ремонта одинаковые по своему содержанию операции, входящие в него, требуют использования одних и тех же специализированных машин и инструментов.

Схема расположения оборудования, агрегатов при освоении и ремонте скважин при кустовом расположении скважин изображена на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 Схема расположения оборудования, агрегатов при освоении и ремонте скважин при кустовом расположении скважин

При подземном ремонте выполняются следующие операции (рисунок 1.2):

- транспортные- доставка к скважине необходимого оборудования и инструмента;

- подготовительные - установка оборудования на площадке у скважины и подготовка его к работе;

- спускоподъемные операции - извлечение или спуск в скважину оборудования;

- собственно операции ремонта;

- заключительные - свертывание комплекса оборудования и подготовка его к транспортировке.

Подразделение операций при подземном ремонте достаточно условно. В ряде случаев операции, собственно подземного ремонта занимают очень мало времени по сравнению со всеми остальными, например смена цилиндра трубного скважинного насоса. Иногда спускоподъемные операции являются целью ремонта, например, при изменении глубины спуска колонны подъемных труб.

Предупредительный ремонт в зависимости от способа эксплуатации скважины включает следующие операции.

При фонтанной или компрессорной эксплуатации:

- спуск или подъем колонн труб;

- замену отдельных изношенных или имеющих дефекты труб;

- установку или замену пакеров, якорей, газлифтных клапанов, клапанов-отсекателей;

- очистку внутренней полости труб от песка, парафина, солей или продуктов коррозии (с подъемом и без подъема труб на поверхность);

- промывку пробок.



Рисунок 1.2 Виды операций при ремонте скважин

При эксплуатации штангоскважинного насоса или электроцентробежного насоса к перечисленным операциям добавляют:

- спуск или подъем насоса, проверку его состояния, замену насоса;

- проверку и замену клапанных узлов;

- проверку, очистку или замену защитных приспособлений насоса;

- спуск, подъем или замену подземного оборудования скважин, оборудованных электроцентробежным насосом;

- установку или замену клапанов-отсекателей.

Вынужденный ремонт (аварийный) проводят для устранения внезапно появившихся отказов или дефектов в работе оборудования:

- ликвидация обрывов или отвинчивания колонны насосных штанг;

- расхаживание заклиненного плунжера;

- расхаживание прихваченных труб.

При текущих ремонтах целесообразно совмещать несколько операций. Например, при замене штангоскважинного насоса целесообразно очистить поднятые трубы от песка или парафина, осмотреть и отбраковать дефектные штанги и трубы и т.п.

К технологическим работам относятся:

- изменение глубины подвески рядов труб или их диаметров при фонтанной или газлифтной эксплуатации;

- изменение глубины подвески насоса;

- замена насоса на другой.

Необходимо отметить, что такое деление операций на перечисленные группы достаточно условно, но оно приводится в данной работе для облегчения понимания назначения и целей всего многообразия работ, проводимых со скважиной и оборудованием, спущенным в нее.

Например, образование пробок или отложений парафина может вызвать вынужденный ремонт, если наблюдение за работой скважины велось плохо и появление пробки привело к прекращению подачи, или предупредительный - при постоянном наблюдении за работой скважин.

Капитальный ремонт скважин включает в себя операции, связанные с:

1) ремонтом собственно скважины:

- ремонтно-исправительные работы (герметизация устья, исправление и замена поврежденной части колонны, перекрытие дефектов в колонне, установка и разбуривание цементных пробок);

- изоляционные работы;

- крепление пород призабойной зоны;

2) воздействием на призабойную зону и пласт с целью увеличения (восстановления) дебита скважины:

- химический метод - кислотная обработка;

- гидромеханический - гидравлический разрыв пласта;

- тепловой метод - тепловое воздействие на призабойную зону.

3) кроме того, обычно к ним относят сложные вынужденные операции текущего ремонта, например извлечение оборванных штанг и труб:

- очистку фильтра;

- переход на другой продуктивный горизонт;

- зарезку и бурение второго ствола;

- ловильные работы.

Рассмотренные технологии подземных ремонтов показывают, что спуск-подъем штанг или труб присутствует практически во всех случаях. Исследования показывают, что на СПО уходит 70 - 90 % всего времени, затрачиваемого на подземный ремонт. При этом важно отметить, что большая часть работ происходит при открытой (разгермитизированной) скважине, что увеличивает шанс возникновения газонефтеводопроявлений и, в свою очередь, возрастает пожароопасная обстановка вблизи устья скважины.

1.3 Основные опасности технологического процесса ремонта скважин

Подземный ремонт скважины отличается многообразием и трудоемкостью выполняемых работ, наличием многих опасных моментов. Основные причины несчастных случаев - неправильные или опасные приемы работы, неисправность оборудования и инструмента, плохая подготовка рабочего места, неудовлетворительная организация обучения рабочих, отсутствие надлежащего технического надзора за работой [12].

Для бригады КРС, можно выделить несколько потенциально опасных зон, с вероятным отравлением людей и получением производственных травм (таблица 1.1). Рабочая площадка и пространство вокруг нее являются основным местом, где чаще всего работники получают травму.



Таблица 1.1

Потенциально опасные зоны на производстве

Наименования участка	Наименования выполнения операции	Оборудовать устройство, на котором выполняется операция	Потенциальные опасности и их характеристики	Причина возникновения опасности и вредности
Рабочая площадка	СПО, бурение	Лебедка, ротор, гидравлический ключ с стопорным устройств ом(задержкой), спайдер (клиновая), элеватор, талевая система	Нахождение в зоне работающего механизма, зоне падения трубы и зоне непосредственной близости от скважины	Захламленность рабочей площадки, работа на неисправном оборудовании, превышение допустимых нагрузок, не соблюдение техники безопасности
Насосные агрегаты (акпп-500, ЦА-320, АДПМ12-150 и ППУ 1600/100) и манифольдные линии	Закачка в скважину кислоты, мин воды, цементного раствора, нефти и пара.	кислотный агрегат акпп-500, цементировочный агрегат- 320,агрегат для депарафинизации скважин АДПМ 12-150, паропромысловая установка ППУ 1600/100	Химические и термические ожоги, отравление химическими реагентами, поражение избыточным давлением	Работа без СИЗ и нарушение техники безопасности
Стеллажи, приемные мостики	Спуск НКТ, УБТ и различных компоновок	Мостики, стеллажи	Опасность при перекатывании и закатывании труб, возможность падения трубы	Несогласованное действие персонала неисправность оборудования, нарушение техники безопасности

Скважины, находящиеся в капитальном и текущем ремонте, относятся к взрывопожароопасным объектам [1]. При производстве работ на данных объектах существует опасность возникновения следующих аварий:

- газонефтеводопроявления (ГНВП);

- выделение из скважины сероводорода;

- открытое фонтанирование (ОФ);

- пожар;

- взрыв;

- утечка топлива;

- электрозамыкание.

Перечень взрывопожароопасных мест при капитальном ремонтескважин представлен в таблице 1.2.

Таблица 1.2

Взрывопожароопасные места при капитальном ремонте скважин

Наименование оборудования	Перечень газоопасных, взрывоопасных и пожароопасных мест
Фонтанная арматура (скважина)	Не герметичность фланцевых соединений, не исправное противовыбросовое оборудование.
Электра оборудование	Кабеленаматыватель, световое оборудование, электроинструмент, силовые кабеля, вагон-сушилка, кульбудка.
Насосные агрегаты (акпп-500, ЦА-320, АДПМ12-150 и ППУ 1600/100),подъемный агрегат	Автотранспорт, емкости ГСМ, котловые установки

1.4 Статистические данные об аварияхвнефтегазодобывающейотрасли

На различных предприятиях причины несчастных случаев неодинаковы ввиду разных условий труда, поэтому разработать их общую классификацию для всех производств не представляется возможным. Однако ориентировочно причины несчастных случаев можно подразделить на три группы.

Технические причины:

- конструктивные недостатки машин, станков, механизмов, транспортных систем;

- техническое несовершенство и конструктивные недостатки оборудования; несовершенство технологического процесса;

- неисправность или отсутствие средств безопасности (ограждений, предохранительных устройств и др.).

Организационные причины:

- нарушение технологического процесса;

- неправильная организация труда, рабочего места; неправильная планировка оборудования;

- использование несоответствующего оборудования, приспособлений, инструмента;

- отсутствие или неудовлетворительное качество индивидуальных защитных средств;

- отсутствие руководства и надзора за работой со стороны инженерно-технического персонала;

- применение опасных приемов работы;

- недостаточная обученность рабочих безопасным приемам труда;

- нарушение и несоблюдение требований охраны труда.

Санитарно-гигиенические причины:

- ненормальные метеорологические условия (температура, влажность, скорость движения воздуха, тепловые излучения);

- нерациональное освещение; загрязненность воздушной среды (наличие вредных паров, газов, пыли);

- шум и вибрация;

- вредные излучения (радиоактивные, электромагнитные и др.);

- нарушение правил личной гигиены и антисанитарное состояние производственных и бытовых помещений; отсутствие или неудовлетворительный медицинский надзор.

Несчастные случаи на производстве могут происходить не только по организационным и техническим причинам, но и по неосторожности работающих. Причинами несчастных случаев являются применение неправильных, запрещенных приемов работы, противоречащих требованиям техники безопасности, хотя пострадавший знал о запрещении и возможных последствиях; неправильное хранение заготовок, деталей (изделий), инструмента, приспособлений и т.п. на рабочем месте, хотя пострадавший знал о порядке хранения и возможных последствиях от его нарушения; невнимательность и неосторожность рабочего, последствием которых может быть случайное включение станка (машины, приборов), неосторожное касание острых кромок предметов, нагретых тел, агрессивных жидкостей и т.п.; падение рабочего на ровном месте, при движении по лестничному маршу в быстром темпе или вдали от перил; работа на станках (машинах, оборудовании или с приборами, инструментом и т.п.) без разрешения мастера, бригадира или другого руководителя работ; неиспользование рабочим спецодежды и средств защиты (оградительных, предохранительных и т.п.).

Анализ статистических данных о травматизме свидетельствует о том, что в 85 - 90% случаев непосредственным виновником несчастных случаев на производстве является в той или иной степени сам пострадавший, его дисциплинированность и собранность.

Анализ несчастных случаев свидетельствует о том, что большая их часть происходит вследствие нарушения требований охраны труда, промышленной безопасности и личной неосторожности работника - это обусловлено неудовлетворительным инструктажем, неправильной организацией труда или недостаточным техническим надзором со стороны инженерно-технических работников.

Статистика аварий по видам на объектах нефтегазодобывающей промышленности представлена в таблице 1.3 и на рисунке 1.3.



Таблица 1.3

Статистика аварий по видам на объектах нефтегазодобывающей промышленности 2014 - 2018 гг.

Виды аварий	Число аварий	Средний процент аварий
	2014	2015	2016	2017	2018
Взрывы и пожары на объектах	4	6	7	5	4	35
Открытые фонтаны и выбросы	5	5	3	6	5	32
Прочие	2	3	5	2	1	17
Падение буровых (эксплуатационных) вышек, разрушение их частей	1	4	3	0	1	12
Падение талевых систем в глубоком бурении и подземном ремонте скважин	0	2	0	1	0	4
Всего:	12	20	18	14	11	100

Рисунок 1.3 Статистика аварий по видам на объектах нефтегазодобывающей промышленности 2014 - 2018 гг.

Процентное распределение видов аварий на объектах нефтегазодобывающей промышленности 2014 - 2018 гг. представлено на рисунке 1.4.

Рисунок 1.4 Процентное распределение видов аварий на объектах нефтегазодобывающей промышленности 2014 - 2018 гг.

Исходя из табличных значений видно, что наибольший процент аварий происходит по причине взрывов и пожаров на нефтегазодобывающих объектах, а также из-за открытого фонтанирования и выброса на скважинах.

1.5 Возникновение пожара при газонефтеводопроявлениях и открытом фонтанировании скважин

В процессе проведения работ по бурению скважин или в процессе их эксплуатации и ремонта имеют место случаи открытого фонтанирования и газонефтеводопроявления, вероятным возникновением пожара. Все это в конечном итоге приводит к значительным материальным и трудовым затратам по их ликвидации.

Открытые фонтаны или газонефтеводопроявления в большинстве случаев были вызваны грубым нарушением технологии ведения работ на скважинах.

Газ может находиться в скважине в растворенном состоянии, либо в виде пузырьков, находящихся в покое относительно жидкости (т.е. не всплывает самостоятельно) рисунке 1.5.



а	в	с

а - в виде пузырьков, размер которых значительно мал относительно общего объема жидкости (пузырьковый режим); б- в виде пузырей, диаметр которых соизмерим с диаметром трубы (снарядный режим всплытия); в- кольцевой режим, где газ занимает все сечение затрубного пространства, что характерно для выброса и фонтана.

Рисунок 1.5 Положение газа в скважине

Первые два положения особой опасности не представляют, потому что забойное давление уменьшается незначительно. Если предполагать, что в скважину поступила компактная пачка газа (например, при подъеме инструмента), то для идеальных условий при всплытии этого газа в закрытой скважине давление на забое почти удвоится [25].

Так как в идеальных условиях объем газа не изменится (в закрытой скважине), то согласно закону Бойля-Мариотта (формула (1.1)):

(1.1)

Такое увеличение давления может повредить скважину или вызвать большое поглощение и как следствие - выброс. Если при тех условиях газ поднимается в скважине с открытым устьем, и ввиду того, что давление под газом и, соответственно, самого газа уменьшается, то, согласно закону Бойля-Мариотта, объем газа будет увеличиваться, что приводит к уменьшению гидростатического столба бурового раствора и, соответственно, к снижению забойного давления. На некоторой глубине произойдет выброс раствора, что приведет к резкому снижению забойного давления. Забойное давление в процессе подъема газа в скважине с открытым устьем, может оказаться ниже пластового, что неизбежно приведет к работе пласта и возможно к выбросу.

Абсолютно любое газонефтеводопроявление при неправильных действиях может привести к открытому фонтанированию скважины.

Причины перехода ГНВП в открытые фонтаны:

- низкая обученность персонала бригад освоения, ремонта скважин и инженерно-технических работников предприятий приемам и методам предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений;

- несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям вскрытия пласта и требованиям «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности»;

- некачественное цементирование обсадных колонн;

- отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины;

- неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования;

- отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных или бурильных труб.

Если вовремя не принять действий по устранению ГНВП, это приведет к открытому фонтанированию и во много раз увеличит вероятность взрывопожароопасной обстановки при ремонте скважины.

При возгорании флюидов распознать тип фонтанирования можно по цвету пламени и наличии дыма:

- газовый фонтан горит светло-желтым пламенем (без выделения черного дыма);

- газонефтяной фонтан горит оранжевым пламенем и высота пламени в несколько раз больше, чем у газового фонтана (временами появляется черный дым);

- нефтяной фонтан горит оранжевым пламенем с выделением значительного количества черного дыма.

В зависимости от состояния устья скважины и формы факела пожары газовых и газоконденсатных фонтанов подразделяются на следующие виды:

- фонтанирование происходит через обсадную колонну (устье скважины не повреждено) - струя фонтана целая и направлена вверх;

- на устье имеется буровое оборудование (ротор и т.д.) - струя фонтана раздроблена и направлена вверх и в стороны;

- эксплуатационная скважина, оборудованная фонтанной арматурой;

- горение протекает в виде вертикальной и горизонтальной струй;

- эксплуатационная скважина, оборудованная фонтанной арматурой, горение газа, выходящего через неплотности фланцевых соединений, протекает в виде сплошного широкого пламени.

Тушение всех указанных видов пожаров с учётом того, что окружающая скважину территория очищена от бурового оборудования и охлаждена, осуществляют несколькими способами:

- слабые и средние фонтаны первого вида тушат обычно водяными струями, подаваемыми от ручных и лафетных стволов. Струи воды направляются в основание фонтана - синхронно поднимая струи воды вверх по стволу фонтана до полного отрыва пламени;

- во втором случае первоначально убирается с устья скважины буровое оборудование для того, чтобы струя фонтана била только вверх, и после пожар тушится методами, применяемыми в первом случае;

- в третьем случае тушение пожара осуществляют после ликвидации горения боковой струи, и после пожар тушится методами, применяемыми в первом случае;

- в четвертом случае тушение пожара осуществляют водой с помощью ручных и лафетных стволов. Если из-за раздробленности струи горячего газа пламя оторвать не удается, то следует создать между фонтанной арматурой и пламенем не горящую зону газа длиной 4 - 5 м, считая от скважины по горизонтали, и потом с помощью взрыва заряда или специального автомобиля газоводяного тушения оторвать пламя.

Подача взрывчатого вещества к устью скважины осуществляется двумя способами:

- по стальному тросу, перекинутому через блоки, подвешенные на специальных опорах - мачтах;

- на тележке с укосиной по рельсовым путям, проложенным к устью скважины.

Применение того или другого способа зависит от мощности фонтана и сложившейся ситуации.

В качестве примера можно привести работы по ликвидации горящего нефтегазового открытого фонтана на скважине № 37 Тенгизской площади в Казахстане, которые продолжались около полутора лет (1985-1986 гг.). Скважина фонтанировала с ежесуточным дебитом нефти более 10 тысяч тонн и газа - 2 миллиона кубометров, в которых объемная доля сероводорода составляла 25 %. Из новейших примеров известен горящий открытый газонефтяной фонтан на скважине № 5320 Капитоновского месторождения ОАО «Южуралнефтегаз», произошедший в феврале 2010 года. Нельзя не вспомнить крупнейшую аварию в Мексиканском заливе, где в результате разрушения скважины в океан до сих пор поступает огромное количество нефти, а самое главное, погибли люди.

Из выше перечисленного можно сделать вывод, что наибольшей опасностью обладает аварии связанные с воспламенением флюида при выделении его из скважины.



1.6 Оценка риска

Оценка риска ЧС на территории АО «Печоранефтегаз» проводилась с помощью метода «дерева событий». Это метод количественного анализа различных сценариев аварий (разливов нефтепродуктов).

Основные задачи оценки риска складываются из [20]:

- определения вероятности возникновения инициирующих и всех нежелательных событий;

- оценки последствий возникновения нежелательных событий;

- итогом оценок риска.

Определим частоту возникновения аварии при выполнении работ по ремонту скважины. Вероятность возникновения аварии складывается из вероятности возникновения каждой возможной аварийной ситуации.

В соответствии с имеющимися данными были получены вероятности возникновения аварийных ситуаций связанных с разливами опасных веществ (нефти, пластовой воды) с последующим их воспламенением. Основными поражающими факторами в случае аварий являются тепловое излучение, ударная волна и возможность разрушения оборудования.

Согласно приказу Ростехнадзора от 11.04.2016 N 144 «Об утверждении Руководства по безопасности «Методические основы по проведению анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах» проанализируем каждую из возможных аварийных ситуаций, в соответствии с представленными категориями.

Газонефтеводопроявления могут стать причиной возникновения пожаров и взрывов вблизи устья скважины, что приведет к угрозе жизни людей. Газонефтеводопроявления оказывают негативное воздействие на компоненты окружающей среды.

Рассмотрим «дерево событий» развития аварийной ситуации связанной с возникновением газонефтеводопроявления при капитальном ремонте скважин, представленным нарисунке1.6.

Рисунок 1.6 «Дерево событий» развития аварийной ситуации, связанной с возникновением газонефтеводопроявления при капитальном ремонте скважин

В качестве возможных исходов рассматриваются:

С₁-образование пролива без источника воспламенения с последующим экологическим загрязнением и загазованностью без воздействия на персонал;

С₂- образование пролива без источника воспламенения с последующим экологическим загрязнением и загазованностью с воздействием на персонал;

С₃ - образование пролива с присутствием источника воспламенения при возникновении пожара без воздействия на персонал;

С₄ - образование пролива с присутствием источника воспламенения при возникновении пожара с воздействием на персонал;

С₅ - образование пролива с присутствием источника воспламенения при взрыве облака газовоздушной смеси без воздействия на персонал;

С₆ - образование пролива с присутствием источника воспламенения при взрыве облака газовоздушной смеси с воздействием на персонал;

С₇- авария предотвращена, воздействия на персонал нет;

С₈ - авария предотвращена, есть воздействие на персонал.

Вычислим значения статистической вероятности каждой ветви «дерева событий» [24]:

С₁ = 1 · 0,8 · 0,41 · 0,81 = 0,26568;

С₂ = 1 · 0,8 · 0,41 · 0,19 = 0,06232;

С₃ = 1 · 0,8 · 0,59 · 0,34 · 0,42 = 0,067402;

С₄ = 1 · 0,8 · 0,59 · 0,34 · 0,58 = 0,093078;

С₅ = 1 · 0,8 · 0,59 · 0,66 · 0,33 = 0,102802;

С₆ = 1 · 0,8 · 0,59 · 0,66 · 0,67 = 0,208718;

С₇ = 1 · 0,2 · 0,91 = 0,182;

С₈ = 1 · 0,2 · 0,09 = 0,018.

Произведем расчет вероятности реализации каждого из рассматриваемого варианта логической схемы по формуле (1.2).

= R·Q(С_i)_ст

гдеR - вероятность возникновения газонефтеводопроявления;

R = 4 · 10^-41/год

_ст - статистическая вероятность развития i-й ветви логической схемы.

Q(С₁) = 4 · 10^-4 · 0,026568 = 1,1 · 10^-41/год;

Q(С₂) = 4 · 10^-4 ·0,06232= 2,5 · 10^-51/год;

Q(С₃) = 4 · 10^-4·0,067402= 2,7 · 10^-51/год;

Q(С₄) = 4 · 10^-4 · 0,093078= 3,72 · 10^-51/год;

Q(С₅) = 4 · 10^-4 ·0,102802= 4,11 · 10^-51/год;

Q(С₆) = 4 ·10^-4 ·0,208718= 8,35 · 10^-51/год;

Q(С₇) = 4 · 10^-4 · 0,182 = 7,28 · 10^-51/год;

Q(С₈) = 4 · 10^-4 · 0,018= 7,2 · 10^-61/год.

Найдем сумму вероятностей развития аварии связанной с газонефтеводопроявлением и воздействием на персонал по формуле(1.3):

Р_инд=С₂ + С₄ + С₆ + С₈ (1.3)

Р_инд= 2,5 · 10^-5+3,72 · 10^-5+ 8,35 · 10^-5+ 7,2·10^-6= 15,29· 10^-5 1/год.

Величина индивидуального риска 1/год для работника при его нахождении на буровой, обусловленная опасностью возникновения газонефтеводопроявления, определяется по формуле (1.4):

(1.4)

где Pi- величина потенциального риска, 1/год;

q_im- вероятность присутствия работника;

N- число помещений в здании, сооружении и строении.

Вероятность q_im определяется, исходя из доли времени нахождения рассматриваемого человека в i-ом помещении здания в течении года.

Значение индивидуального пожарного риска для сотрудника будет рассчитано, как произведение относительной доли времени пребывания работника в данном помещении на вероятность возникновения события. События, которые могут возникнуть во время взрыва газовоздушной смеси рассмотрены в «дереве событий» (рисунок 1.6).

Относительная доля времени пребывания работника на буровой в течении года рассчитывается по формуле (1.5):

где ф - время пребывания работника в течении суток в зоне возникновения аварии.

Время смены персонала буровой составляет 12 часов, из которых 1 час на обед.

d = 11 / 24 = 0,46;

R_инд.=2· 10^-4 · 0,46 = 7· 10^-51/год.

Коллективный риск рассчитываем по формуле (1.6), как произведение индивидуального риска на количество рабочих, которые могут оказаться на месте аварии:

R_кол. = R_инд. · N;

R_кол. = 7· 10^-5 ·4 = 28· 10^-5 чел/год.

Индивидуальный риск составляет 7· 10^-5, что выше допустимого значения 1 · 10^-6.

Наиболее опасными сценариями развития аварии при газонефтеводопроявлении является пожар и взрыв газовоздушной смеси, которые несут наибольшие экономические потери и гибель людей. Поэтому в рамках выпускной квалификационной работы, исходя из «дерева событий» при газонефтеводопроявлении с образование пролива с присутствием источника воспламенения при образовании и взрыве облака газовоздушной смеси. Построим «дерево событий» при возникновении взрывагазовоздушной смесина рабочей площадке для действующей системы пожарной безопасности(рисунок 1.7).

Частота возникновения воспламенения устья скважины:

R = 4 · 10^-4· 0,8· 0,59 · 0,66 = 1 · 10^-4 1/год.

Рисунок 1.7 «Дерево событий» совзрывом газовоздушной смеси

Оценка последствий включает анализ возможных воздействий на людей, имущество и (или) окружающую среду.

Выполним оценку вероятности развития аварии на основании построения логической схемы, в которой учитываются различные инициирующие события и возможные варианты их развитая.

Символы В1- В3 обозначают сценарии аварий:

В1 - взрыв, отсутствие пожара;

В2 - взрыв с возгоранием, начало пожара, не срабатывание средств пожаротушения, развитие пожара;

В3 - взрыв с возгоранием, начало пожара, использование средств пожаротушения, успешное тушение.

Для проведения анализа риска используем «дерево событий», которое представлено на рисунке 1.7.

Вычисляем значение вероятности каждой ветви «дерева событий»:

В1 = 1· 10^-4· 0,2 = 2,5 · 10^-5 1/год;

В2 = 1· 10^-4· 0,8 · 0,75 = 7,4 · 10^-5 1/год;

В3 = 1· 10^-4· 0,8 · 0,25 = 2,5 · 10^-5 1/год.

Исходя из расчетов можно сделать вывод, что наиболее неблагоприятным событием является взрыв газовоздушной смеси с развитие пожара и отказом первичных средств пожаротушения с вероятностью возникновения ситуации равной 7,4· 10^-5 1/год.

Оценку индивидуального риска проводим на основе построенного дерева событий в которой учитывают различные инициирующие события и возможные варианты их развития с гибелью персонала.

R_инд.= 0,46 ·7,4· 10^-5 = 3· 10^-51/год;

R_инд =3· 10^-51/год.

Коллективный риск:

R_кол. = 3· 10^-5·4 = 12 • 10^-5чел/год.

Индивидуальный пожарный риск превышает нормативное значение1 · 10^-6, так как условие пожаротушения не выполняется.

Уровень обеспечения безопасности при пожарах на участке КРС не отвечает требуемому, поэтому необходимо разработать мероприятия по снижению риска.

1.7 Расчет зон поражающих факторов

1.7.1 Расчет интенсивности теплового излучения при пожарах разливов нефти при ГНВП

Интенсивность теплового излучения q, кВт/м², рассчитывают по формуле(1.7):

где - средне поверхностная плотность теплового излучения пламени (кВт/м²), принимается равным на основе экспериментальных данных;

- угловой коэффициент облученности;

ф - коэффициент пропускания атмосферы.

Рассчитывают эффективный диаметр разлива dпо формуле(1.8), м:

где S - площадь разлива, 180 м².

м.

Средне поверхностная плотность теплового излучения пламени в зависимости от диаметра очага и удельная массовая скорость выгорания для некоторых жидких углеводородных топлив [14].

Средне поверхностная плотность теплового излучения пламени в зависимости от диаметра очага и удельной массовой скорости выгорания представлена в таблице 1.4.

Таблица 1.4

Зависимость средней поверхностной плотности

Топливо	Ef (кВт/м2) при d (м)	Удельная массовая скорость выгорания, кг/(м2 · с)
d, м	10	20	30	40	50	0,04
Нефть	25	19	15	12	10

Рассчитывают высоту пламени Н, м, по формуле(1.9):

где d- диаметр пролива, м;

m-удельная массовая скорость выгорания топлива, 0,04 кг/(м² · с);

_в- плотность окружающего воздуха, 1,2 кг/м³;

g - ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с².

Определяют угловой коэффициент облученности F_q по формуле(1.10):

где - факторы облученности для вертикальной и горизонтальной площадок соответственно, определяемые с помощью выражений.

Необходимые показатели для расчета факторов облученности, безразмерные величины рассчитываем по формулам (1.11 - 1.16):

где r - расстояние от геометрического центра разлива до облучаемого объекта, 50 м.

Определяют коэффициент пропускания атмосферы по формуле(1.17):

Находим интенсивность теплового излучения q, принимая Е_f =19 кВт/м².

q = 19 · 0,14 · 0,99 = 2,6 кВт/м²

1.7.2 Оценка воздействия воздушной ударной волны при взрыве ГВС

1.7.2.1 Расчет параметров волны давления

В состав попутного нефтяного газа входят: метан (62 %), этан (8 %), пропан (18 %), бутан (5 %), изобутан (4 %) и др. (3 %).

Метан - класс опасности 2,согласно приказа МЧС РФ от 12декабря 2010 г. № 649 «Об утверждении методики определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах».

Примем дебит скважины равным 350 м³/сутки, при этом около 65 м³ на один куб добытой нефти составляет газ.

Режим сгорания метана - дефлаграция.

Масса метана в объеме смеси V = 0,26 м³ при объемной доле 62 % определяется по формуле(1.18), г:

где М - молекулярная масса газа, 16 ;

V- объем газа, м³;

- молярный объем газов при н.у., 22,4 л.

Объем метана рассчитывается по формуле(1.19), м³:

где ц - объемная доля газа,

V- объем смеси, м³.

Следовательно:

Таким образом:

Эффективный энергозапас горючей смеси определяется по формуле(1.20), Дж:

гдеМ_Т- масса метана, кг;

- удельная теплота сгорания метана, 50,16 · 10⁶ Дж/кг.

Безразмерное давление определяется по формуле(1.21):

гдеu- видимая скорость фронта пламени, 200 м/с;

- скорость звука в воздухе, 340 м/с;

- степень расширения продуктов сгорания, принимается равной 7;

- безразмерное расстояние, принимается 0,34.

Избыточное давление определяется по формуле(1.22), кПа:

где - безразмерное давление;

- атмосферное давление, 101,3 кПа.

Избыточное давление:

кПа

Тротиловый эквивалент взрыва определяется по формуле(1.23):

где- эффективный энергозапас горючей смеси, Дж.

Следовательно, тротиловый эквивалент взрыва 0,307 кг метана составит:

1.7.2.2 Расчет радиусов зон поражения людей воздушной ударной волной

Зона поражения, рассчитывается по формуле(1.24), м:

где К - коэффициент, учитывающий степень поражения человека;

W- тротиловый эквивалент взрыва.

Следовательно:

- зона поражения I ( = 38,5 кПа), коэффициент 5,6:

- зона поражения II (избыточное давление 20 - 30 кПа), К = 9,6:

- зона поражения III (избыточное давление от 10 - 20 кПа), К = 21:



1.7.2.3 Определение числа пострадавших людей

Соответствие границ зон вероятностям поражения людей от воздушной ударной волны: Р₁= 99 %; Р₂ = 90 %; Р₃= 50 %.

Возможное число пострадавших людей в i-ой зоне определяется по формуле (1.25), чел.:

Где- площадь i-ой зоны, м²;

- вероятность поражения людей от ВУВ в i-той зоне;

- плотность персонала на территории, 4 · 10^-5чел./м².

Вероятность поражения людей в i-той зоне определяется по формуле (1.26):

где- вероятность поражения людей на границе i-той зоны, для первой зоны = 100 %.

Площадь i-ой зоны определяется по формуле(1.27), м²:

гдеR- радиус i-ой зоны, м.

Площадь 1-й зоны составит:

где- радиус 1-й зоны поражения, м.

Площадь 2-й зоны составит:

где- радиус 2-й зоны поражения, м;

- радиус 1-й зоны поражения, м.

Площадь 3-й зоны составит:

где- радиус 3-й зоны поражения, м;

- радиус 2-й зоны поражения, м.

Возможное количество пострадавших людей в 1-й зоне:

Возможное количество пострадавших людей во 2-й зоне:

Возможное количество пострадавших людей в 3-й зоне:

Таким образом, при проведении КРС при взрыве газа в случае выброса общее возможное количество пострадавших от воздействия воздушной ударной волны составит, чел.:

гдеN₁- количество пострадавших людей в 1-й зоне, чел.;

N₂- количество пострадавших людей во 2-й зоне, чел.;

N₃- количество пострадавших людей в 3-й зоне, чел.

1.7.3 Оценка теплового воздействия при взрыве ГВС

1.7.3.1 Расчет интенсивности теплового излучения и времени существования огненного шара

Интенсивность теплового излучения q, кВт/м², рассчитывают по формуле (1.7).

Угловой коэффициент облученности определяется по формуле (1.28):

где - эффективный диаметр огненного шара, м;

H- высота огненного шара, м, её допускается принимать равной;

r- расстояние от облучаемого объекта до точки на поверхности земли непосредственно под центром огненного шара, 0 м.

Эффективный диаметр огненного шара рассчитывается по формуле (1.29), м:

где m- масса продукта, поступившего в окружающее пространство, = 0,12 кг.

Коэффициент пропускания атмосферы определяется по формуле(1.30):

гдеH- высота огненного шара, м;

r- расстояние от облучаемого объекта до точки на поверхности земли непосредственно под центром огненного шара, м;

- эффективный диаметр огненного шара, м.

Таким образом, интенсивность теплового излучения составит:

= 350 · 0,25 · 0,99 = 86,63 кВт/м²

Доза теплового излучения при воздействии огненного шара на человека рассчитывается по формуле (1.31), Дж/м²:

Q = 1000 · · ,

где-интенсивность теплового излучения, кВт/м²;

- время существования огненного шара, с.

Время существования огненного шара определяется по формуле (1.32), с:

,

где - масса продукта, поступившего в окружающее пространство, кг.

Доза теплового излучения при воздействии огненного шара на человека:

Q = 1000 · 86,63 · 0,49 = 42592,96 Дж/м²

При таком значении дозы теплового излучения в результате воздействия огненного шара человек получит ожоги 1-й степени.

1.7.3.2 Определение числа пострадавших людей от теплового воздействия

Вероятное число пострадавших людей на территории, покрываемой огненным шаром, определяется по формуле(1.33), чел.:

= ,

где - площадь, покрываемая огненным шаром, м²;

- вероятность того, что люди пострадают, = 1;

- плотность персонала на территории, чел./м².

Рассчитаем площадь зоны поражения огненным шаром, м²:

м²

= чел.

Общее число пострадавших, на территории, покрываемой огненным шаром, включая членов бригады, N₁ = 4 человек.

Рассчитаем возможное количество пострадавших людей от теплового потока на границах зон действия ВУВ.

Вероятность поражения тепловым излучением Р₃ = 99 %.

Площадь 3-й зоны составит:

м²

Таким образом, возможное количество пострадавших людей:

чел.

На рисунке 1.8 представлены радиусы зон поражения, а их числовые значения представлены в таблице 1.5.



Рисунок 1.8 Радиусы зон поражения

Таблица 1.5

Радиусы зон поражения при взрыве ГВС

№ п/п	Наименование изолинии	Радиус зоны поражения, м	Возможное количество пострадавших, чел.	Цвет изолинии
Воздушная ударная волна
1	Взрыв ГВС: Метан М = 0,12 кг, поражение избыточным давлением 30 - 50 кПа	0,27	1
2	Взрыв ГВС: Метан М = 0,12 кг, поражение избыточным давлением 20 - 30 кПа	0,46	1
3	Взрыв ГВС: Метан М = 0,12 кг, поражение избыточным давлением 10 - 20 кПа	1,02	1
Тепловое излучение
4	Взрыв ГВС: Метан М = 0,12 кг, поражение огненным шаром	1,63	1

Уровень обеспечения безопасности при пожарах на участке КРС не отвечает требуемому, поэтому необходимо разработать мероприятия по снижению риска.



2. Существующие мероприятия по обеспечению пожарной безопасности на предприятии

2.1 Мероприятия по предупреждению и ликвидации аварий в АО «Печоранефтегаз»

Для предупреждения и ликвидации аварий в АО «Печоранефтегаз» применяют ряд мероприятий, не допускающих возникновения и их развития.

Противоаварийные мероприятия предусмотрены планом ПЛА, обеспечивается комплексом мероприятий, включающих в числе прочих проведение учений и тренингов персонала, занятого работой по ликвидации аварийных ситуаций связанных с газонефтеводопроявлениями.

Весь персонал, который может принимать непосредственное участие в работах по ликвидации ГНВП, должен пройти обязательную программу подготовки по охране труда и технике безопасности, а также правила противопожарного инструктажа. Перед всеми видами работ с персоналом проводится инструктаж по технике безопасности. Все работы ведутся под руководством мастера КРС в свою очередь он и является ответственным лицом за противопожарную безопасность.

Обеспечение пожарной безопасности является одной из важнейших функций предприятия [6].

Первой и, безусловно, важной целью, которая должна достигаться при любых материальных затратах, является обеспечение безопасности рабочих при возникновении пожара.

Вторая цель - это сохранение имущества предприятия от уничтожения и повреждения различными опасными факторами пожара. При достижении второй цели должна учитываться экономическая целесообразность выполняемых мероприятий.

Все работники отделения допускаются к работе только после прохождения противопожарного инструктажа, а при изменении специфики работы должны пройти дополнительное обучение.

С целью предупреждения пожароопасных ситуаций в АО «Печоранефтегаз» при капитальном ремонте выполняются инженерно-технические и организационные мероприятия, направленные на исключение ГНВП, разливов нефтепродуктов, обеспечение взрывопожаробезопасности и борьбы с возможными пожарами.

На территории, где производится ремонт скважины:

- планировка ландшафта исключает возможность растекания топлива как по территории, так и за ее пределы;

- скважина, подъезды к ней и прилегающая территория имеют достаточное искусственное освещение;

- применение электрооборудования с термовлагохимической защитой;

- все электрооборудование оснащено заземлением;

- все электролинии находятся в подвешенном состоянии и не соприкасаются с землей;

- для сбора разлитых нефтепродуктов на территории предприятия находятся специальные контейнера;

- все фланцевые соединения и оборудования плотно соединены через прокладки из материалов, устойчивых к воздействию нефтепродуктов и окружающей среды;

- при ремонте скважины контролируется отсутствие утечки воспламеняющихся жидкостей через сальниковые уплотнения, состояние соединительных фланцев и прокладок, наличие полного комплекта болтов, гаек и шпилек, а также исправность (герметичность) задвижек;

- при ремонте скважины устанавливается противовыбросовое оборудование;

- при подъеме труб с нефтью устанавливается приспособление против ее разбрызгивания и разлива;

- при работах, где возможен выброс или перерыв, устанавливается противовыбросовую задвижку или герметизирующее устройство;

- все техника на участке оборудована средствами пожаротушения (ОП-5и ОП-100), а также имеется пожарный щит со средствами пожаротушения;

- на предприятии создана обученная добровольная пожарная дружина с пожарным автотранспортом;

- расстановка оборудования на скважине производится согласно схеме в плане ликвидации аварий;

- все бригады оснащены средствами связи;

- все агрегаты оснащены звуковой системой оповещения;

- выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания оборудованы искромаслоуловителями;

- бытовые и административные вагончики для вахтовых бригад следует располагать на расстоянии, равном высоте вышки плюс 10 м, не менее 40 м от устья;

- на участке, должно находится не менее двух объемов минеральной жидкости, для продавки скважины;

- каждая бригада перед заступлением на вахту проходит инструктажи по пожарной безопасности и противовыбросовым мероприятиям, также не реже 1 раза за квартал проходят учение по ликвидации последствий газонефтеводопроявлений;

- все работы, выполняемые на скважине, разрешаются только после прохождения инструктажа и получения наряд допуска.

2.2 Существующие средства пожаротушения

На скважине при проведении ремонтных работ имеются только первичные средства пожаротушения, представленные на рисунках 2.1 - 2.2. Технические характеристики данных средств представлены в таблицах 2.1 и 2.2.