Асфальто-смолисто-парафиновые отложения на Зай-Каратайской площади

3.6 Анализ методов борьбы с АСПО и определение оценки эффективности применяемых методов

С 2000 г. по 2004 г., парафинящийся фонд увеличился с631 скв., до 682 скв., в том числе по ШГН-651скв (на 1.01.2003г.) .

На сегодняшний день этот показатель еще более увеличился, т.к. Ромашкинское месторождение находится на завершающей стадии разработки, (в разработку включаются малопродуктивные неоднородные пласты верхних горизонтов , обширно используется система поддержания пластового давления), при которой происходит снижение температуры пласта, а значит и температура пластовой жидкости, продукция скважины становится более обводненной , оборудование более устаревает и как следствие возникает проблема отложения парафина на глубинно-насосном оборудовании. Каждый из применяемых методов борьбы с АСПО имеет свои плюсы и минусы.

Рассмотрим какие методы применяются в НГДУ «Лениногорскнефть» с 1998г. и по сегодняшний день. (таблица 9).

1.Центраторы-депарафинизаторы

До декабря 1999 г. широко применялись центраторы-- депарафинизаторы. За два года (1998 и 1999 г.) центраторы - депарафинизаторы были внедрены на 90 скважинах. В декабре 1999г было принято решение о замене центраторов- депарафинизаторов на скребки- центраторы.

Таблица 9. Основные показатели в области АСПО по НГДУ «ЛН»

№	Показатели	Ед. изм	2000	2001	2002	2003
1	2	3	4	5	6	7
1	Внедрение штанг:
	- с центр.-депарафинизаторами	скв	50	40	3	0
	- со скребками-центраторами пр-ва НГДУ «ЛН»	скв	0	8	120	143
	- плавающие скребки	скв	11	5	2	-
	- со скребками-центраторами пр-ва НГДУ «ИН»	скв	-	20	15	7
2	Применение НКТ с защитным покрытием, всего:	скв	99	90	95	53
	- производства БМЗ (ШГН)	скв	5	7	15	9
	(ЭЦН)	скв	3	1	8	12
	- остеклованные НКТ	скв	91	82	72	32
3	Обработки скважин всего	обр	1057	799	558	202
	В т.ч: - дистилятные	обр	325	271	208	61
	- дистиллят+нефть	обр	584	430	285	110
	- горячей нефтью	обр	148	98	65	14
	- водным раствором МЛ-80	обр	-	-	-	17
4	Внедр.магн-х депараф-ров	скв	3	10	-	-
5	Микробиологические обработки	скв	25	18	-	-
6	Пропарка манифольда и н/пр	скв	25	31	43	56

Начиная с декабря 1999г. на трубной базе ЦП и КРС поменяли форму скребка. В связи с этим начиная с 2000г. центраторы-депарафинизаторы не внедрялись, а на скважинах где они были внедрены их стали заменять на скребки - центраторы производства НГДУ «Иркеннефть» и НГДУ «Лениногорскнефть». К концу 2001г, скребки- центраторы были уже внедрены на 171 скважине. Плавающие скребки завода «Радиоприбор» применялись до 2001 г, с2001г. эти скребки не применяются. С внедрением скребков-центраторов в 1999г. наряду со скребками собственного производства, применяли и скребки производства «Иркеннефтъ», К началу 2002г., их внедрили на 42 скважинах.

2.Применение защитных покрытий НКТ.

В качестве защитных покрытий НКТ применяют: полимерное покрытие DPS производства Бугульминского механического завода. Это покрытие применяется на скважинах с ШСНУ и на скважинах с УЭЦН; гранулированное стекло.

Эпоксидированные НКТ_, эмалированные НКТ и НКТ, футерованные колбовым стеклом - в настоящее время не применяются.

К 2003 г. (за исследуемый период с 2000 по 2003гг), по НГДУ «Лениногорскнефть» НКТ с полимерным покрытием применялось на 36 скважинах. По ЦДНиГ-1 этот показатель за два года, составил 2 скважины DPS БМЗ .

3. Обработки скважин профилактическими промывками.

В 1999г. профилактические промывки скважин производились следующими растворами (дистиллятом смесью дистиллята с нефтью (НДС), горячей нефтью, водным раствором МЛ-80) в колличестве 1057 обработок за год. К 2002 г, этот показатель уменьшился и составил 142 промывки, а к 2003г -90 промывок.

Такое сокращение промывок связано с малой эффективностью применяемого метода и с внедрением более эффективных методов (скребков, НКТ с защитным покрытием и т.д.) Тенденция сокращения промывок имеет место и на сегодняшний день.

4 Пропарка манифолъда и нефтепровода.

С применением скребков - центраторов, колонна НКТ лучше защищена от отложений АСПО, в связи с этим отложение парафина все более смещается к устью скважины, а это ведет к запарафиниванию устьевой арматуры. В связи с этим, количество пропарок устьевой арматуры увеличилось и составило в 2003 году 76 пропарок манифолъда.

Если сравнить применяемые методы в 2002г, и в 2003г (рис 13, по табл 14), то можно сделать вывод, что к 2003г., увеличилось количество внедрения скребков, уменьшились профилактические промывки. Центраторы - депарафинизаторы, скребки завода «Радиоприбор», магнитные депарафинизаторы, микробиологические обработки не применялись.

На сегодняшний день не применяются:

1. Микробиологические обработки скважин, как не эффективные.

Магнитные депарафинизаторы, начиная с 1999 г, они не применяются, как не эффективные.

Ингибиторы парафиноотложения, из-за высокой стоимости затрат на внедрение.

Электропрогрев НКТ, как экономически не выгодный.

3.7 Контроль за работой скважин, на которых применяются методы борьбы с АСПО

В технологической службе промысла имеется список скважин парафинистого и осложненного фонда . Именно на этих скважинах применяются средства борьбы с АСПО и за ними ведется постоянный контроль. Контроль заключается в следующем:

1. Два раза в месяц снимается диннамограмма работы глубинно-насосного оборудования. Динамометрирование осуществляется при помощи приборов для записи или визуального наблюдения динамограмм - динамографов или динамоскопов. На промыслах применяется динамограф ДГ-3 (ГДМ-3). С помощью диннамограммы определяются качественные показатели работы глубинно-насосного оборудования: Во первых, определяются отдельные параметры пласта и скважины и проверяется режим работы насосной установки. Во вторых, проверяется исправность работы штангового насоса и выявляются механические неисправности отдельная узлов подземного оборудования: негерметичность приемного и нагнетательного клапанов насоса, влияние газа, прихват плунжера, обрыв штанг, неправильность монтажа насоса, негерметичность труб.

Динамограмма штангового насоса представляет собой замкнутую кривую. Она записывается на бумажной ленте в промежуточной системе координат. Размеры и форма динамограммы определяются длиной хода полированного штока и действующих на него усилий, которые, в свою очередь , зависят от глубины спуска и диаметра насоса, числа качаний и от характера нарушений в подземном оборудовании или гидростатической нагрузки на плунжер. Неисправности насосной установки и другого глубинно-насосного оборудования можно определить по динамограмме, т.к. они влияют на форму и размеры динамограммы.

2. На скважинах подверженных запарафиниванию проводят периодический демонтаж: устьевой арматуры и наблюдают за интенсивностью парафинизации. Задача работников промысла не допустить полной парафинизации оборудования устьевой арматуры. Для этого периодически проводят пропарку устьевой арматуры с помощью ППУ. Когда расстояние от насоса до устья защищено скребками-центраторами, центраторами-депарафинизаторами, применением НКТ с защитным покрытием), то отложение парафина происходит в устьевой арматуре, поэтому так важно следить за ее исправностью и своевременно применять меры по предупреждению и удалению парафина. Периодичность пропарки определяют по наличию парафина и скорости его отложения в устьевой арматуре.

3. Ежедневно производят замер дебита жидкости на групповых замерных установках и находят зависимость «дебит- динамический уровень» Изменения динамического уровня измеряют с помощью эхолота. Если дебит жидкости уменьшается то происходит увеличение столба жидкости в затрубном пространстве (при условии что Рпл. постоянно) При этом Н_дин уменьшается. По мере уменьшения Н_дин судят о запарафинивании НКТ, при котором происходит уменьшение проходного сечения труб, что ведет к уменьшению дебита и неполадкам в работе глубинно-насосного оборудования.

4.Замеряют давление с помощью манометра. Изменение давления во времени фиксируется при помощи манометра, установленного на манифольде устьевой арматуры. По результатам замеров забойного (или затрубного) давлений и дебитов строится индикаторная кривая восстановления давления, а на основании серии определений динамического уровня получается кривая воcстановления уровня.

По кривым воcстановления уровня или давления определяется коэффициент продуктивности скважины.

Контроль технического состояния объектов насосной нефтедобычи по замерам дебита и динамометрирования (телединамометрирования) осуществляется на нижнем уровне т.е., в цехе.

Вся информация о выявленных аварийных случаях передается в центральную инженерно-технологическую службу(ЦИТС). В центральной диспетчерской службе ЦДНиГ-1 формируются графики движения бригад текущего и капитального ремонтов.

3.8 Расчет подбора глубинно-насосного оборудования скважины при внедрении скребков

Исходные данные

Расчеты проводятся для скважины 6029. Глубина скважины L=1800 м, забойное давление Рзаб=9 МПа, планируемый дебит жидкости Qжд=25м³/с, объемная обводненность продукции 0,6, плотность дегазированной нефти 870 кг/м³, плотность пластовой воды 1180 кг/м, плотность газа 1,2 кг/м³, кинематическая вязкость жидкости 1,9*10-⁶м²/с, газовый фактор Г0=54м³/т, давление насыщения нефти Рнас=8 МПа, устьевое давление Ру=1,2 МПа, средняя температура скважины Т=343 К, объемный коэффициент нефти вн=1,13, процентное содержание воды в нефти nв=38%

Расчет и подбор глубинного оборудования.

Обоснование выбора компоновки ШСНУ.

1.Для откачки обводненной смеси давление на приеме насоса

Р_пн = 0,3 * Р_нас (1),

где Р_пн - давление на приеме насоса, МПа

Р_{нас -} давление насыщения МПа

2.Определяем глубину спуска насоса

(2),

где с_см - плотность смеси кг/м³

Н_скв - глубина скважины м

Р_н - давление на приеме насоса, МПа

Р_{заб.опт} - давление забойное опт., МПа

Р_{заб.опт} = Р_нас

3.Определяем плотность пластовой жидкости с учетом процентного содержания воды в нефти 38%,т.к. nв 80% ,то

(3),

где в - объемный коэффициент нефти

с_н - плотность нефти кг/м³

с_г - плотность газа кг/м³

с_в - плотность пластовой воды кг/м³

G - газовый фактор м³/т

4.Определим расход газожидкостной смеси при давлении Рпн

(4),

где Q_нд - планируемый дебит жидкости м³/с

Я_в - объемная обводненность продукции

Q_нд = 25* (1-0,6) = 10т/сут

5.Объемные коэффициенты нефти вн(р) и жидкости вж(р) рассчитываются:

(5),

где, в_н - объемный коэффициент нефти

Р_нас - давление насыщения нефти, МПа

где, в_н - объемный коэффициент нефти

Р_нас- давление насыщения нефти МПа

6.Расход жидкости.

(6),

7.Количество растворенного в нефти газа определяют:

(7),

где, Р_нас- давление насыщения нефти МПа

8.Расход свободного газа.

(8),

9.Расход газонасыщенной смеси:

(9),

10. Выбираем тип СКН, диаметр насоса. ПШГН8-3-5500, Д=32мм.

11.Выбираем тип насоса с учетом глубины спуска насоса L=1232м.

Тип насоса RHAM 20-125.

12.Выбираем диаметр НКТ

Тип насоса -вставной; Условный диаметр-60мм. ;Наружный диаметр-60,3мм.; Внутренний диаметр-50,3мм.; Толщина стенки-5мм.

Расчет и подбор ступенчатых колонн насосных штанг со скребка-

ми - центраторами.

1.Длина нижней ступени насосных штанг

(10),

где Рж - вес столба жидкости над плунжером, равный глубине установки насоса

fшт₂-площадь сечения штанг нижней ступени

qшт₂- вес 1 м штанг нижней ступени ,qшт2=2,35кг



Максимально допустимое напряжение на растяжение в зависимости от группы прочности стали

С учетом скребков, принимая вес одного скребка 140гр, на штанге длиной 8м направляется 6 скребков, тогда вес 1м штанг будет равен:qшт2=2,425кг.

Коэффициент плавучести штанг: карх=0,94.

Фактор динамичности:

2.Длина верхней ступени штанг

(11),

где, fшт1 - площадь поперечного сечения штанг верхней ступени

qшт2=3,14кг, с учетом скребков, подобно нижней ступени, получим

qшт2=3,245кг

Общая длина двух ступеней:

Для того, чтобы колонна штанг была равнопрочной необходимо, чтобы длина верхней ступени штанг была соизмерима с длиной нижней колонны штанг, поэтому принимаем:

Расчет нагрузок, действующих на головку балансира.

1.Определим статические нагрузки.

(12),

где, gштi- вес 1м штанг i-й ступени в воздухе Н/м.

Рж- гидростатическая нагрузка ,обусловленная разницей давлений над и под плунжером при ходе его вверх, Н.

карх- коэффициент плавучести штанг

Рґшт- собственный вес колонны штанг, кН

2.Динамические нагрузки, к которым относятся вибрационная и инерционная, с наибольшей точностью рассчитывают по формулам А.С.Вирновского для хода вверх(вниз):

(13),

где, Рж- гидростатическая нагрузка ,обусловленная разницей давлений над и

под плунжером при ходе его вверх, Н.

Рґшт- собственный вес колонны штанг, кН

S - длина хода компрессорного штока



3.Для повышения точности А.Н.Адонин и М.Я.Мамедов предложили ввести в формулы А.С.Вирновского для расчета динамических нагрузок при ходе вверх и вниз поправочные коэффициенты: кдин.в=1,0 кдин.н=0,99

(14),

4.Для статических режимов откачки при µ<0,3-0,4 А.Н.Адонин предложил рассчитывать Рдин в и Рдин н по следующей зависимости:

(15),

где Рґшт- собственный вес колонны штанг, кН

D_пл - диаметр плунжера м

S - длина хода полированного штока м.

5.Определим максимальные и минимальные нагрузки.

(16),

где, Р_ж - гидростатическая нагрузка, обусловленная разницей давлений над и под плунжером при ходе его вверх, Н

Рґшт- собственный вес колонны штанг, кН

6.Оценим экстремальные нагрузки по упрощенным формулам:

(17),

формула Муравьева

 (18),

- формула И.А.Чарного

(19),

формула Д.С.Слоннеджера

(20),

-формула К.Милса

(21),

- формула Д.Джонсона

7.Определим силы сопротивления. Силу механического трения штанг рассчитывают, полагая, что угол отклонения ствола скважины от вертикали постоянен по всей длине и равен

(22),

где, Сшт-коэффициент трения штанг о трубы

8.Гидродинамическое трение штанг

(23),

для первой ступени штанговой колонны:

для второй ступени штанговой колонны:

9.Общая сила гидродинамического трения



10.Определим силу трения плунжера:

при смазке трансформаторным маслом

11.Сила гидродинамического сопротивления

12.Расчет экстремальных нагрузок

3.9 Выводы и предложения

В куровом проекте рассмотрены все методы и способы борьбы с парафином применяемые в НГДУ « ЛН». Каждый из рассмотренных методов имеет свои положительные и отрицательные стороны. Рекомендации для применения того или иного способа борьбы с парафином необходимо осуществлять для каждой конкретной скважины, основываясь на сведениях о её эксплуатации, анализируя затраты на проведение профилактических работ, причём приоритетным является такой метод, который является самым эффективным и экономически выгодным, не требующим больших затрат.

В НГДУ «Лениногорскнефтъ» самые эффективные результаты дает комбинация методов:

Скребки-центраторы производства НГДУ «Лениногорскнефть» или производства НГДУ «Иркеннефть».

Скребки-центраторы производства НГДУ «Лениногорскнефть» или производства НГДУ «Иркеннефтъ» в комплекте с НКТ с полимерным покрытием DPS БМЗ.

Как видно из анализа применения методов борьбы с АСПО, при этом происходит значительное увеличение межремонтного периода, снизились затраты на различные обработки, при неизменной добыче. В связи с внедрением более эффективных методов борьбы с АСПО, уменьшилось количество профилактических промывок. Осложненный фонд на 96% защищен различными средствами борьбы с АСПО. В 2004г. планируется защитить осложненный фонд на 100% различными средствами борьбы. На промыслах ведется строгий контроль за работой скважин осложненного фонда. Своевременно выполняется диннамограмма глубинно-насосного оборудования и по ней судят об исправностях и неполадках в работе глубинно-насосного оборудования.

Промывки эксплуатационных колонн при подземных ремонтах скважин увеличились до 123 ремонтов. Эффективность таких работ высокая, т.к., уменьшились отложения в насосе и в НКТ.

Для защиты подземного оборудования от АСПО на скважинах оборудованных скребками -- центраторами необходимо установить длину хода полированного штока не менее 1,6 м., при этом число качаний головки балансира уменьшится, что приведет к меньшему износу глубинно-насосного оборудования.

Для увеличения эффективности и снижения затрат при выполнении мероприятий по борьбе с АСПО, предлагаю:

1.Использовать системный подход при планировании мероприятий. При этом необходимо учитывать: экономическую и технологическую эффективность данного метода; количество выполненных подземных ремонтов по причине АСПО при использовании данного метода; область возможного применения и степень изученности данного метода; физико-химическая характеристика добываемой жидкости и технологический режим эксплуатации скважин.

2.По каждому применяемому методу вести расчет экономической эффективности с целью рационального выбора малозатратных технологий.

3.Необходимо повысить качество расследований всех случаев запарафинивания подземного оборудования с выявлением причин отказов.

4. Выявлять следствия отложений АСПО на глубинно-насосном оборудовании с классификацией по признакам: отложения АСПО являются основной причиной подземного ремонта, отложения АСПО привело к осложнениям в процессе ремонта и повлияло на отказ оборудования, отложения АСПО не привело к осложнениям в процессе ремонта.

5. Необходимо следить за максимальной нагрузкой на полированный шток.

6. Скребки-центраторы применять совместно со штанговращателем.

7. Периодически производить проверку работы штанговращателя.

8. Ежеквартально проводить анализ выполнения мероприятий по борьбе с АСПО.

9. Проводить конференции по итогам работы с парафинистым фондом.

10. Перенимать опыт работы в области борьбы с АСПО, у тех НГДУ, где есть хорошие результаты.

4. ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА

4.1 Охрана труда и техника безопасности

Обеспечение безопасных и здоровых условий труда, недопущение производственного травматизма и профзаболеваний, пожаров и аварий на производственных объектах управления являются приоритетными в деятельности НГДУ «Лениногорскнефть». Никакие успехи любого предприятия в финансовой и хозяйственной деятельности не будут полными при отсутствии и необеспеченности гарантии права работников на труд в условиях соответствующих требованиям охраны труда. Эти требования определены Конституцией РФ, федеральными законами и другими нормативными правовыми актами в области промышленной и пожарной безопасности и охраны труда.

Все работы в нефтяной и газовой промышленности производятся в соответствии с правилами, разработанными научно-техническим центром Гостехнадзора с участием ведущих специалистов нефтяной и газовой промышленности и геологоразведочных организаций. Правила содержат организационные, технические и технологические требования, выполнение которых является обязательным, для обеспечения безаварийной работы и создания здоровых и безопасных условий труда.

На основании этих правил и типовых инструкций на предприятиях, с учетом местных условий разработаны производственные инструкции по профессиям и видам работ.

Согласно Конституции РФ, дети до 14 летнего возраста к работе не допускаются, подростки до 18 лет имеют льготы и могут быть приняты на работу только после медицинского освидетельствования. Трудовое законодательство установило ряд специальных правил по охране труда женщин. Основными направлениями государственной политики в области охраны труда является:

1. Обеспечение приоритета сохранения жизни и здоровья работников.

2. Принятие и реализация федеральных законов и иных нормативно -правовых актов Российской Федерации об охране труда.

3. Государственное управление охраны труда.

4. Государственный надзор и контроль за соблюдением требований охраны труда.

5. Расследование и учёт несчастных случаев на производстве.

6. Установление компенсаций за тяжёлую работу и за работу с вредными и опасными условиями труда.

Главными задачами охраны труда нефтегазодобывающего предприятия являются:

1. Выявление и устранение производственных опасностей.

2. Ликвидация причин производственных несчастных случаев и профессиональных заболеваний.

3. Оздоровление условий труда.

4. Предупреждение взрывов пожаров и аварий и т.д.

Обязанности по обеспечению безопасных условий и охраны труда в организации возлагается на работодателя. Работодатель обязан обеспечить:

* Безопасность работников при эксплуатации зданий и сооружений;

* Применение средств индивидуальной защиты;

* Соблюдение режима труда и отдыха работников;

* Приобретение и выдача за счёт собственных средств: спец. одежду, спец. обувь и другие средства индивидуальной защиты;

* Обучение безопасным методам и приёмам выполнения работ по охране труда;

* Информирование работников об условиях и охране труда на рабочих местах.

К производственным опасностям и к вредным производственным факторам на нефтегазодобывающем предприятии относятся:

* Неблагоприятные метеорологические условия;

* Движущиеся токоведущие и нагретые части оборудования;

* Шум, вибрация, промышленная пыль;

* Горючие и взрывоопасные вещества;

Большое значение для борьбы с травмами имеет изучение причин несчастного случая. Пострадавшие или очевидцы несчастного случая должны сообщить об этом руководителю. Который в течение суток сообщает в исполнительный орган фонда социального страхования. Расследование проводится комиссией в составе руководителя предприятия или лица уполномоченного им ,инженера по охране труда, уполномоченного по охране труда и промышленной безопасности и представителя профсоюзного комитета.

Нефтегазодобывающие предприятия постоянно оснащаются новой техникой, меняются трудовые технологические процессы, внедряется новое оборудование.

В связи с этим необходимо постоянно обучать рабочих умению обращаться с новым оборудованием, правильно и безопасно вести новые технологические процессы.

На оборудование и механизмы, применяемые при текущем ремонте должны быть в наличии паспорта заводов- изготовителей. Перед началом работы подъемника необходимо проверить исправность двигателя, тормозной системы лебедки и ходовой части. При ремонте скважин с возможным выделением сероводорода необходимо руководствоваться специальной инструкцией.

Прием скважины в ремонт, а также сдача её после ремонта производится по акту непосредственно на рабочем месте. Территория вокруг скважины должна быть спланирована в радиусе не менее 30 метров и освобождена от посторонних предметов. Осветительная установка должна устанавливаться за пределами взрывоопасной зоны, т.е. в радиусе 5 м. от устья скважины.

Запрещается изменять положение балансира станка- качалки проворачиванием клиноременной передачи в ручную. До начала работ по подъему и спуску труб необходимо проверить правильность установки подъемника в результате « холостого» подъема и спуска талевого блока. При проведении спуско-подъемных операций(СПО) , мачта должна быть отцентрированна относительно оси скважины. Перед началом СПО мастер бригады текущего ремонта обязан лично осмотреть оборудование, инструмент, приспособления и механизы применяемые в работе. Результаты проверки заносятся в журнал проверки технического состояния оборудования. Запрещается производить СПО и вести расхаживание инструмента без индикатора веса, который устанавливается на высоте не более 3,5 м.

Запрещается эксплуатировать мачту с нагрузками, превышающими указанные в техническом паспорте агрегата.

Спуск труб и штанг следует производить с применением направляющих воронок из материала, не дающего искр при ударах.

Выброс на мостки и подъем с них штанг разрешается производить только по одной штанге. Выброс на мостки и подъем с них труб диаметром более 51 мм разрешается производить двухтрубками.

При длительных перерывах в работе по подъему и спуску труб устье скважины должно быть надежно закрыто. Запрещается производить СПО при неполном составе вахты. При укладке НКТ на мостки под каждый ряд труб необходимо укладывать деревян ные прокладки - не менее трёх.

Ремонтный персонал во время проведения работы должен находиться в защитной каске, спецодежде, спецобуви и рукавицах.

Бригады текущего ремонта скважин должны быть обеспечены радиосвязью с постоянным вызовом.

4.2 Противопожарная защита

Нефтяная промышленность с точки зрения пожарной опасности характеризуется взрыва и огнеопасностью нефти и газа. Их взрыва и пожароопасные свойства характеризуются пределами: температуры вспышки, температурой самовоспламенения, самовоспламенением и взрывом.

Температурой вспышки называется наименьшая температура горючего вещества, при которой создаётся смесь газов или паров с воздухом, способная воспламенятся при поднесении огня или др. импульса воспламенения. К легко воспламеняющимся жидкостям отнесены ацетон, бензин, нефть, керосин с температурой вспышки с 28 до 45 С. К горючим жидкостям -- моторное топливо, масло, парафин, мазут с температурой с 45 до 120 С.

Температурой воспламенения называется наименьшая температура горючего вещества, при которой оно загорается от открытого источника огня или тепла и продолжает горение после удаления этого источника.

Самовоспламенение вещества происходит во время нагревания смеси его паров с воздухом до определённой температуры, при которой в данных условиях вещество способно загорается без воздействия импульса воспламенения.

Взрыв - это чрезвычайное быстрое горение, сопровождаемое выделением большого количества тепла и раскалённых газообразных продуктов и образованием большого давления. Для возникновения взрыва необходимы 2 условия:

1. Определённая концентрация горючих паров или газа в воздухе.

2. Импульс, способный нагреть эту смесь до температуры самовоспламенения.

Объекты по степени пожарной опасности подразделяют на 5 категорий. Категория А -- производства связанные с получением, применением или хранением газов и паров с нижним пределом взрываемости до 10% , содержащихся в таких количествах, при которых возможно образование с воздухом взрывоопасных смесей ; жидкостей с температурой вспышки паров 28 С и ниже; твёрдых веществ и жидкостей, воспламенение или взрыв которых может последовать при взаимодействии с водой или кислородом. Б -- производства, связанные с обработкой, применением, образованием или хранением газов и паров с нижним пределом взрываемости более 10%, содержащихся в количестве, достаточном для образования с воздухом взрывоопасных смесей. В -- производства, применяющие жидкости с температурой вспышки паров выше 120 С или перерабатывающие твёрдые сгораемые вещества. Г -- производства, связанные с обработкой несгораемых веществ и материалов в горячем, раскалённом или расплавленном состоянии с выделением искр, пламени а также производства, связанные со сжиганием твёрдого, жидкого или газообразного топлива. Д -- производства, обрабатывающие несгораемые вещества и материалы в холодном состоянии, механические цехи холодной обработки металлов, компрессорные станции, склады металла и т.д. Все производственные помещения по степени взрывопожароопасности делятся на классы: Взрывоопасные В-1,В-1а,В-1б,В-2,В-2а, пожароопасные П -1, 77-2, П-2а, 77-3, В-1г и Н (невзрыво- и непожароопасные).

На предприятиях и организациях образуются добровольные пожарные дружины. Подразделения добровольной дружины должны быть обеспечены пожарно-техническим оборудованием и инвентарём.

Руководители предприятий обязаны создавать ПТК, основными задачами которых являются:

* разработка мероприятий по обеспечению пожарной безопасности;

* привлечение рабочих к проведению пожарно-профилактических работ;

* ведение разъяснительной работы среди рабочих и ИТР по соблюдению противопожарных правил и т.д. и т.п.

Для решения этих задач ПДК должны: раз в квартал обследовать все производственные цеха, строения, склады и другие помещения, разрабатывать мероприятия по устранению выявленных нарушений, контролировать их выполнение. Принимать участие в разработке инструкций и правил пожарной безопасности, контролировать их соблюдение. Организовывать и проводить совещания с участием органов пожарной охраны, организовывать смотры ДПД.

Одним из наиболее надёжных и простых способов тушения жидкости является способ прекращения испарения и парообразования горящей жидкости путём изоляции её поверхности от окружающего воздуха.

Огнегасящие средства могут быть жидкие (вода, растворы солей и др.), газообразные (водяные пары, газообразная углекислота.), пенообразные и твёрдые (земля, песок, твёрдая углекислота).

Мероприятия по пожарной безопасности:

1. Предупреждение пожаров.

2. Ограничение сферы распространения огня.

3. Успешная эвакуация людей и материальных ценностей.

4. Создание условий эффективного тушения пожара.

5. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Природоохранная деятельность НГДУ «Лениногорскнефтъ» осуществляется по комплексной программе «Экологическая безопасность при добыче нефти на Юго-Востоке Республики Татарстан» . Это обширная программа по улучшению состояния охраны: атмосферного воздуха; почв в районе нефтедобычи; поверхностных и подземных вод.

Программа предусматривает также комплекс мер по увеличению эксплуатационной надежности подземных коммуникаций, технологических емкостей и др.нефтепромыслового оборудования и повышения радиационно-экологической безопасности на производственных объектах деятельности НГДУ»Лениногорскнефтъ »

Охрана воздушного бассейна

Технология добычи нефти неизбежно сопровождается выбросом вредных веществ в атмосферу в результате потерь нефти и газа при их сборе, транспорте , подготовки и переработке, при сжигании газов на факелах и при работе двигателей технологического транспорта. К наиболее крупным источникам выбросов в атмосферу относятся: резервуарные парки, энергетические установки, факела всех типов, автотранспорт, газопроводы неотбензиненного газа. Основными загрязняющими веществами являются углеводороды, сероводород, окислы азота, окись углерода, сернистый ангидрид, сажа.

Исследованиями ТатНИПинефтъ установлено, что 90% выбросов углеводородов в атмосферу происходит из резервуарных парков, поэтому необходимо повышать герметичность и надежность резервуарных парков.

При эксплуатации нефтяных и газовых скважин оборудование устья скважин должно предотвращать возможность выброса и открытого фонтанирования нефти и газа, потерь нагнетаемой воды.

На нефтяных месторождения содержащих сероводород, при бурении скважин, добыче, сборе и транспорте нефти и нефтяного газа должны выполняться требования действующей инструкции по безопасности работ при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих сероводород.

Постоянный контроль за состоянием атмосферного воздуха осуществляется промышленно-санитарной лабораторией управления «Татнефтегаз».

Охрана почв в районе нефтедобычи

При разливе нефти на поверхности земли с возможным попаданием её в водоисточники, работниками нефтепромыслов должны быть приняты срочные меры, обеспечивающие прекращение дальнейшего распространения загрязнения. Разлившаяся на поверхности водного объекта нефть должна быть убрана техническими средствами и утилизирована. На загрязненном участке земли должно быть проведены работы по сбору или нейтрализации загрязнений с последующей рекультивацией земли.

Эксплуатация дефектных нефтяных и нагнетательных скважин не допускается. В районе дефектных скважин необходимо осуществлять постоянный контроль с целью принятия, в случае необходимости, соответствующих мер по охране недр.

Проводится большая работа, направленная на снижение порывов водоводов и нефтепроводов, которая осуществляется за счет внедрения металлопластиковых труб, электрохимической защиты. При проведении работ по восстановлению плодородия, делается упор на экологически чистый агротехнический метод с применением природных компонентов-торфа, перегноя, специальных сельскохозяйственных культур.

В случае разлива реагентов через соединения трубопроводов необходимо немедленно остановить дальнейшие работы по закачке их в скважину, снизить давление до атмосферного, принять меры по предотвращению утечек реагента, засыпать песком, произвести повторную опрессовку нагнетательных трубопроводов агрегата и возобновить закачку.

Охрана поверхностных и подземных вод.

Поверхностный и подземный стоки тесно взаимосвязаны. Большую часть года реки питаются подземными водами(родниковый сток), лишь в период весеннего снеготаяния(апрелъ-май) расходы рек резко (до Юраз) возрастают за счет поверхностного стока, составляющего 60% годового. Дождевой сток в теплое время года увеличивает расходы рек незначительно(9% общего годового). В холодный период года реки получают исключительно подземное питание, отражая загрязненность подземных вод (родников).

Поверхностные источники загрязнения рек вполне очевидны: аварийные порывы трубопроводов, разливы нефти и соленных вод в результате нарушений герметичности нефтепромысловых сооружений, стоки промобъектов, объектов сельскохозяйственного назначения, стоки городов и населенных пунктов.

Источники загрязнения подземных вод скрыты. Это фильтрация загрязненных вод с поверхности( из амбаров, трубопроводов, прискважинной обваловки и др., при отсутствии поверхностного стока,; с мест утилизации отходов жизнедеятельности населения, и т.д.) или снизу , из негерметичной скважины за счет заколонных перетоков жидкости. Выявление очагов и источников загрязнения пресных подземных вод требует системы специальных исследований.

5.1 Мероприятия по охране окружающей среды

В местах, где возможно попадание нефти и сточной воды в открытые водоёмы, следует иметь нефтеловушки, боновые заграждения, биологические пруды. Боновые заграждения необходимо устанавливать после окончания весеннего паводка.

Ежегодно необходимо производить ремонт существующих биологических прудов и временных нефтеулавливающих узлов на реках и местах стока талых и ливневых вод, предотвращающих попадание нефти и нефтепродуктов в реки и открытые водоемы.

Сбор нефтепродуктов с нефеулавливающих сооружений следует осуществлять при помощи автоцистерны, оборудованной вакуумным насосом.Нефтяным промыслам следует осуществлять постоянный контроль за состоянием эксплуатационных колонн и проводить работы по ликвидации нефтегазопроявлений в раннее пробуренных скважинах; необходимо внедрить автоматезированные установки по очистке нефтепромысловых сточных вод; предусмотреть строительство узлов предварительного сброса сточных вод.

Каждые пять лет ТатНИПИнефтъ пересматривает и разрабатывает технологические регламенты на процессы подготовки девонской и высокосернистой нефти на действующих объектах подготовки нефти с точки зрения экологической безопасности в имеющихся условиях.

В планах на капитальный ремонт скважин должны быть предусмотрены мероприятия, предотвращающие загрязнение почвы и водоёмов нефтью, нефтепродуктами, пластовой водой, химическими реагентами и задавочной жидкостью.

Места размещения ёмкостей для сбора пластовых вод, задавочной жидкости, химических реагентов и шлама при необходимости должны быть обвалованы до начала ремонтных работ.

Перед ремонтом скважин с целью удаления АСПО, или принятие мер предотвращающих отложения на подземном оборудовании : необходимо передспуско-подъёмными операциями выпустить газ и убедиться в отсутствии нефтегазопроявлений. При подъёме НКТ необходимо пользоваться приспособлением против разлива жидкости и отвода её в желобную систему. Текущий ремонт скважин без глушения разрешается производить если гидростатическое давление жидкости в стволе скважины превышает величину пластового давления не менее чем на 3 Мпа.

При перерывах в работе превышающих 30 мин., устье скважины должно быть надёжно закрыто при помощи аварийной планшайбы (противовыбросовой задвижки, крана). Все работы производить только после глушения скважины. Закачка химического реагента в скважину осуществляется по герметизированной схеме. При закачке людям нельзя находиться на устье скважины и около нагнетательной линии. Не допускаются пользование открытым огнем и курение.

Запрещается стирать спецодежду, мыть руки и детали химическими реагентами.

Замерзшую арматуру, краны, клапаны следует отогревать только теплой водой или паром.

По окончании работы по закачке реагента во время демонтажа нагнетательной линии необходимо предупреждать его разлив. Закрыть сливной кран автоцистерны, сливной кран установить на место. При попадании реагента на одежду - промыть её чистой водой.

Все мероприятия по охране окружающей среды должны быть направлены на предотвращение загрязнения земли, поверхностных и подземных вод буровыми растворами, химреактивами, нефтепродуктами, минерализованными водами.

ЛИТЕРАТУРА

1. Акульшин А.И, Бойко В.С., Зарубин Ю.А., Дорошенко В. - Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, -М.: Недра, 1989г.

2. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами М. Недра 1979г.

3. Гиматудинов Ш.К.- Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1974.

4. Каплин Л.С. Ранетдинов У.З - Введение в технологию и технику нефтедобычи, -Уфа ПКФ Конкорд- Инвест, 1995г.

5. Мухаметзянов А.К. Чернышов И.Н. Линерт А.И. - Добыча нефти штанговыми насосами. - М.: Недра 1993г.

6. Муравьев В.М. - Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М. Недра, 1978.

7. Юрчук А.М., Истомин А.З - Расчеты в добыче нефти, М.: Недра, 1979.

8. Документация Технологического отдела по добыче нефти и газа, НГДУ "ЛН"

9. Экологическая безопасность при добыче нефти на юго-востоке РТ. Комплексная программа на 1996-2000гг.

10. Руководство по эксплуатации скважин