Граничні моменти кріплення роторної гайки і ніпеля

гвинтовий вибійний ремонт свердловина

5.4 Перевірка міцності різьблення корпусу (ніпеля) і валу (роторної гайки)

Перевірку міцності різьблення необхідно проводити на зрізаючу напругу (зусилля), що виникає у витках різьблення від максимальних зусиль ротора і статора.

Умова міцності різьблення на зріз [14]:

,

де Dср - середній діаметр різьблення, см;

Q3 - максимальне зусилля затягування, кг;

а - ширина витка по середньому діаметру, см;

до - число витків різьблення нарізаної частини поверхні тіла корпусу (ніпелі), роторної гайки.

5.5 Розрахунок корпусу ГВД

Корпус ГВД є найвідповідальнішою деталлю, оскільки при його обриві відбувається найважча аварія з ГВД. Найбільш часто спостерігаються обриви корпусів верхніх секцій по циліндровому різьбленню в з'єднанні верхньої секції з переводником. Під час буріння ГВД провертається за допомогою ротора і у разі заклинювання корпусу нижньої секції або значних навантажень під дією великого моменту може відбутися докріплення циліндрових різьб у верхніх секціях. В цьому випадку можлива деформація статорів верхньої секції і навіть руйнування корпусу в місці різьблення, що має підвищений коефіцієнт концентрації напруг.

Основними навантаженнями, на які розраховується корпус ГВД, є:

1. Осьове розтягуюче навантаження G, максимальне значення якого має місце у верхній секції, коли навантаження на долото незначне (при запуску ГВД). В цьому випадку загальне осьове розтягуюче навантаження на корпус складатиметься з наступних величин:

G = Pг + Qз*с + GB + Gp

(c) При бурінні загальне осьове навантаження на корпус ГВД буде

G = Pг + Qз*с + GB + Gp - R

(В цьому випадку навантаження може бути стискаючим по відношенню до корпусу, якщо R>Pг +Q_з*с +G_B +G_p).

Тут Рг - загальне гідравлічне навантаження на ГВД;

Qз*с - осьове зусилля затягування статорів;

GB, Gp - вага всіх валів і роторів ГВД;

R - реакція забою.

2. Внутрішній тиск, який визначається перепадом тиску в ГВД і долоті Рт*д (з гидромеханического розрахунку).

3. Максимальний реактивний момент, що приймається рівним гальмівному моменту.

Рисунок 5.5.1 - Напруга розтягування, що виникає при дії внутрішнього тиску

Напруга розтягування, що виникає при дії внутрішнього тиску (рис. 5.5.1).

,

де R, r - відповідно зовнішній і внутрішній радіуси корпусу ГВД, см.

Напруга від осьового навантаження

.

Напруга кручення в корпусі

,

де WП - полярний момент інерції перетину корпусу.

Умова міцності по третій теорії

.

Проектування ведеться з умови, що

,

де [у] - межа текучості матеріалу корпусу ГВД;

до - коефіцієнт запасу міцності, повинен бути не менше 1,5.

Можна закінчити розрахунок визначенням коефіцієнта запасу міцності, розрахувавши коефіцієнти запасу міцності по нормальних і дотичних напругах.

Корпуси секцій виготовляються із сталі марки 40ХНМА наступної механічної характеристики: уВ = 111 кг/мм²; ут = 94 кг/мм².

6. ОРГАНІЗАЦІЙНО-ТЕХНІЧНІ ЗАХОДИ

6.1 Організаційно-технічні заходи, що проводяться з використанням забійного двигуна

Зовнішній діаметр гвинтового двигуна (рисунок 6.1) вибирається залежно від діаметра долота.

Тип гвинтового двигуна і кількість заході визначається залежно від умов проходки свердловин: при КРС на великих глибинах, особливо при проходці пластичних порід, коли зростає моментоємність процесу, число заходів гвинтового двигуна повинне збільшуватися. В цих умовах рекомендується вживання тихохідних (низкообертових) гвинтових двигунів з гвинтами точного литва.

Вимоги до характеристики гвинтів визначаються умовами забезпечення необхідного режиму роботи долота.

Ефективність процесу в значній мірі залежить від величини гідравлічної потужності, що підводиться до гвинтового двигуна. Відповідно до цього даний спосіб пред'являє певні вимоги до бурового устаткування і інструменту, в першу чергу до насосів і бурильних труб.

Оскільки продуктивність насосів визначається технологічно необхідною витратою промивальної рідини, збільшення гідравлічної потужності, що підводиться до гвинтового двигуна, може бути досягнуте за рахунок збільшення робочого тиску на викиді насосів. Досвід гвинтового буріння підтверджує доцільність переходу на роботу при тиску на насосах 20-25 МПа, особливо із збільшенням глибини свердловин, обважненої промивальної рідини і вживанням гідромоніторних доліт.

Рекомендується застосовувати тонкостінні бурильні труби з висадженими назовні кінцями, привареними замками, із збільшеним прохідним перетином (враховуючи також глибину свердловини і геологічні умови буріння).

Рисунок 6.1 - Гвинтовий вибійний двигун з пристроєм прямої та зворотної циркуляції

Для забезпечення тривалої безвідмовної роботи гвинтового двигуна мобільна бурова установка повинна обов'язково оснащуватися вібраційними ситами і гідроциклоними установками.

При транспортуванні гвинтового двигуна на бурову повинно бути забезпечено його збереження. Щоб уникнути засмічення робочих органів і пошкодження різьб двигун повинен транспортуватися із запобіжними пробками і ковпаками. Транспортування двигунів волоком і скидання їх при розвантаженні недопустимі, так як при цьому можуть бути пошкоджені корпус і вал (вигин, вм'ятини і т.п.).

Перед збіркою (з'єднанням) двигуна проводиться його перевірка. Двигун з видимими зовнішніми дефектами (вм'ятини і тріщини на корпусах, задираки на сполучних різьбах перевідників корпусу і валу) в роботу не допускається.

Двигун, що поступив з цеху, вважається годним для роботи при дотриманні наступних умов.

Величина осьового люфта не більше 2,0 мм для гвинтового двигуна з резинометалевою п'ятою і не більше 0,4 мм для гвинтового двигуна з кульковою осьовою опорою.

Величина підйому валу у верхніх секціях знаходиться в допустимих межах.

Величину підйому валу у верхніх секціях секційних і шпиндельних двигунів визначають в наступному порядку. Вал приєднуваної секції подається в крайнє нижнє положення; в цьому положенні вимірюється відстань від верхнього торця корпусу (перевідника) до торця валу (або до торця сполучної півмуфти). Після приєднання секції повторно вимірюють ту ж відстань. Різниця у вимірах показує величину підйому валу в приєднуваній секції.

Перепад тиску в двигуні наближено відповідає робочим характеристикам турбін, приведеним в паспорті.

Всі різьбові з'єднання герметичні при витраті рідини, приведененій в паспорті гвинтового двигуна.

Якщо передбачається значне розширення стовбура, свердловини або планується буріння з обмеженим навантаженням на долото (в похило направленій свердловині або в пластичних в'язких породах на великій глибині), тобто коли запуск гвинтового двигуна на забої не гарантований і можливий холостий рейс, не слід економити час за рахунок відмови від додаткової перевірки гвинтового двигуна на робочій трубі перед спуском його в свердловину.

Для запобігання засмічення гвинтового двигуна після спуску інструменту на верхню муфту бурильних труб (під ведучу трубу) встановити фільтр.

Після спуску інструменту долото не доводиться до забою приблизно на довжину ведучої труби. Робота двигуном починається з промивки свердловини, яка здійснюється одним буровим насосом до тих пір, поки тиск на викиді насоса не дозволить - підключити в роботу другий насос.

Запуск гвинтового двигуна на забої полегшується, якщо обертати бурильні труби ротором, поступово збільшуючи навантаження на долото. Ефективна також посадка гвинтового двигуна з долотом на забій з невеликим ударом. У разі ускладнень із запуском в нерозширеній ділянці стовбура слід вдатися до обертання бурильних труб або підвести долото в ділянку стовбура з повним діаметром.

Буріння двигуном слід починати при невеликому навантаженні на долото.

При зупинці гвинтового двигуна унаслідок його перевантаження інструмент слід припідняти, потім поступово довести долото до забою і плавним збільшенням навантаження досягти максимальної швидкості проходки.

Для запобігання засмічення гвинтового двигуна перед нарощуванням або підйомом інструменту для заміни долота необхідно спочатку промити свердловину в призабійній зоні, потім припідняти інструмент над забоєм на 10--12 м і лише після цього зупинити насоси і відкрити пускову засувку.

При експлуатації на буровій необхідно періодично перевіряти придатність гвинтового двигуна до подальшої роботи. Періодичність огляду і перевірки встановлюється з досвіду кожного бурового підприємства. Двигун, що знаходиться в бурінні, вважається годним до подальшої роботи при дотриманні наступних умов.

Осьовий люфт гвинтового двигуна не перевищує 5 мм при резинометалевій п'яті і 6 мм при кульовій осьовій опорі.

Запуск гвинтового двигуна відбувається при тиску, що не перевищує первинний (при випробуванні).

Відсутній пропуск робочої рідини в різьбових з'єднаннях.

Різьбові з'єднання згвинчені до упора в торці.

Величина натягу в циліндрових різьбових з'єднаннях ніпеля і сполучного перевідника в гвинтових двигунах не змінилася в порівнянні з первинною (зафіксованою в паспорті гвинтового двигуна).

Приєднувальне різьблення під долото в задовільному стані (відсутність задирів, забоїн на торцях, промоїн).

При збільшенні осьового люфта гвинтового двигуна понад допустимий, а також у випадках ускладненого запуску, виявленні пропуску в різьбових з'єднаннях і інших неполадок двигун відправляють на ремонт.

Нижче приведені основні характерні неполадки і порушення нормальної роботи гвинтового двигуна, причини цих порушень і заходи, які необхідно прийняти для їх усунення.

1. Зупинка гвинтового двигуна при бурінні.

Однією з причин зупинки гвинтового двигуна може бути його перевантаження. В цьому випадку необхідно долото припідняти над забоєм і продовжити буріння при меншому осьовому навантаженні. Якщо і при цьому, двигун не працює, його необхідно підняти на поверхню для перевірки на привідній трубі.

Іншою причиною зупинки гвинтового двигуна є значне зменшення кількості робочої рідини, що подається в двигун через неполадки в насосах або витоки в бурильній колоні. Ознакою зменшення кількості рідини служить зниження тиску, реєстрованого манометром. Для усунення цієї причини потрібно перевірити насоси і різьбові з'єднання бурильних труб. Якщо вжиті заходи не забезпечують поліпшення роботи гвинтового двигуна, його слід перевірити на привідній трубі.

Ще одна причина, різкої зупинки гвинтового двигуна (а також погіршення його запуску) може пояснюватися ослабленням різьблення роторних гайок, сполучних перевідників, перевідників корпусу або ніпеля. Це приводить до порушення регулювання, зіткнення роторів і статорів і розслаблення деталей в корпусі й на валу.

Пошкодження гумових поверхонь і набухання гуми в опорах також може погіршити запуск або бути причиною різкої зупинки гвинтового двигуна.

Вихід гвинтового двигуна з ладу через порушення кріплення робочих елементів і пошкодження гуми опор можна встановити при перевірці на привідній трубі. Двигун слід замінити.

2.Двигун не «сприймає» навантаження.

Причиною різкого зменшення приємності гвинтового двигуна звичайно є засмічення гвинтового двигуна частинками вибуреної породи. Засмічення гвинтового двигуна може відбутися двома шляхами. По-перше, дрібні частинки шламу, не затримані фільтром, з припиненням циркуляції випадають з розчину і осідають в двигуні. При наступному включенні насоса осад запресовується в канали. По-друге, при зупинці насосів вибурена порода, що знаходиться в кільцевому просторі, інтенсивно осідає на забій. При швидкому відкритті пускової засувки унаслідок виникнення зворотного руху рідини («сифон») осад заповнює долото і гвинт, якщо двигун не піднятий над забоєм.

Засмічений двигун потрібно підняти на поверхню і промивати протягом 10--15 хв, причому засувку слід закривати поступово, стежачи по манометру за підвищенням тиску. Якщо промивка не дасть результатів, двигун слід замінити.

Різке падіння тиску в нагнітальній лінії

Причиною різкого падіння тиску звичайно є залишення гвинтового двигуна на забої, що відбулося через поломку бурильних труб або зриву різьбових з'єднань корпусів і перевідників. В цьому випадку інструмент підіймається для перевірки.

Двигун, що підлягає ремонту, на буровій розбирається на секції. Роз'єднання секцій проводиться в послідовності, зворотній порядку збірки. Після роз'єднання секцій їх різьблення необхідно захистити запобіжними пробками і ковпаками.

6.2 Розрахунок чисельного складу бригади при проведенні капітального ремонту свердловин з використанням гвинтового двигуна

Число основних робітників розраховують по професіях, виходячи з трудомісткості річної програми по видах робіт

(6.1)

де, - сумарна трудомісткість річної програми по даному виду робіт год.;

-- дійсний фонд часу одного робітника, год;

k -- коефіцієнт виконання норм.

Отже, за даними дійсний річний фонд часу робітників становить 1860

годин, тоді сумарна трудомісткість річної програми по даному виду робіт:

Чисельно-кваліфікаційний склад бригади по проведенню капітального ремонту представлено в таблиці 6.2

Таблиця 6.2

Склад бригади по проведенню капітального ремонту

7. ОХОРОНА ПРАЦІ

7.1 Технічні заходи з техніки безпеки, передбачені в проекті

Необхідною умовою для підвищення безпеки праці при капітальному ремонті свердловин є підтримка обладнання в належному технічному стані і своєчасний ремонт зношеного устаткування.

Для ефективної і безпечної експлуатації комплексу свердловини повинні бути забезпечені фундаментами під установку, робочими майданчиками і якорями для відтяжки вежі. При спорудженні фундаменту необхідно прагнути розташувати його так, щоб переважаючий напрям вітру був уздовж вітрової відтяжки з боку гирла свердловини до якоря.

Для запобігання вежі від падіння під час спуску-підйому у разі пошкодження рукавів або металевих трубопроводів високого тиску використовується запобіжний клапан.

Для забезпечення стійкості телескопічної вежі на комплексі УБВ-600 використовуються гідравлічні домкрати і канатні відтяжки: двома відтяжками вежа кріпиться до бампера автомобіля, чотирма до якорів.

Для безпечного виконання робіт по підйому вежі використовується електрогідравлічне дистанційне управління з виносного пульта, для виконання спуско-підйомних операцій застосовується електропневматичне управління з поста бурильника.

Для захисту гідросистеми від перезавантажень по тиску на напірній лінії кожного насоса встановлені запобіжні клапани. Якщо тиск в системі перевищить тиск настройки запобіжного клапана, то останній відкривається і спрямовує потік робочої рідини в бак. Цим виключається вихід з ладу трубопроводу і виконавчих механізмів.

На лебідці встановлене допоміжне електромагнітне порошкове гальмо, що призначене для загальмовування лебідки при виході з ладу основного стрічкового гальма.

В системі електроустаткування агрегату передбачений блок регулювання подачі долота при бурінні із застосуванням порошкового гальма.

Для роботи в нічний час на агрегаті встановлена система освітлення, в якій застосовані світильники типу ФВН-64 - фари вибухобезпечні, вібротряскостійкі, і Н4БН-150, а також прожектори типу ПЗР-400 з лампою ДРЛ-400. Перед пуском агрегату в експлуатацію після його транспортування від заводу виготівника слід перевірити і відладити систему освітлення, для чого в темний час доби, при встановленій вежі перевірити освітленість гирла свердловини, містків, вежі, палатей, шляхи гакоблока, лебідки і при необхідності виправити напрям світлових потоків від світильників і прожекторів, добиваючись найбільшого освітлення вказаних робочих місць, з подальшим закріпленням їх на кронштейнах, на яких вони встановлені.

Системою електроустаткування передбачено наступні блокування і системи захисту, що забезпечують безпеку роботи:

- захист від перевантаження на гаку;

- блокування на випадок зникнення напруги на порошковому гальмі;

- захист від затягування гакоблока на кронблок.

Вказані системи захисту включені в ланцюг живлення електромагніту повітряного вентиля, через який проводиться подача повітря на управління фрикціоном лебідки, або циліндр включення механічного стрічкового гальма;

- захист випрямної установки від перевантаження при запуску базового дизеля. Реле блокування включено в ланцюг запуску стартера.

Датчиком при перевантаженні служить реле тиску, включене в гідросистему. Обмежувачем підйому є кінцевий вимикач, а датчиком зникнення напруги служить реле перемикання гальм. Розривання ланцюга електромагніту повітряного вентиля будь-яким з вказаних елементів приводить до автоматичного відключення фрикціона лебідки і її загальмовування.

Спрацьовування обмежувача підйому сигналізується на пульті бурильника лампою.

На пульті бурильника є також кнопка “перевантаження” для блокування датчика перевантаження.

В установці використовується датчик високого тиску, який забезпечує спрацьовування (перемикання контактів) при підвищенні контрольованого тиску до встановленої величини і повернення в початкове положення (зворотна дія) при пониженні контрольованого тиску на величину зони нечутливості.

Крім того, на комплексі передбачені страховий пристрій для попередження випадання верхового робітника з щогли при підйомі драбинами та при роботі на балконі, пристрій аварійної евакуації верхового робітника, що забезпечує швидке і безпечне покидання балкону при виникненні аварійної ситуації; каркасне укриття балкону верхового робітника, а також знімні укриття для захисту бригади від дії довкілля [3].

7.2 Розрахунок освітлення

Спроектувати загальні рівномірні освітлення для робочої площадки установки, яка має розміри 1010.

У відповідності з ГОСТ 12.1.046 - 85

m - коефіцієнт, що враховує світловіддачу m=0,25;

E_H - нормована освітленість горизонтальної поверхні, лк. E_H=100 лк;

k - коефіцієнт запасу, k=1,7;

А - освітлюєма площа, м³; А=100 м³.

a - ширина площадки, м; а=10 м.

P_Л - потужність лампи, Вт. Р_А=400 Вт.

Прожектор ПЗР - 400 та лампа ДРЛ - 400

І_мах - максимальна сила світла, кд

І_мах=70000 кд;

- кут розсіяння

_г - кут розсіяння в горизонтальній площині _г=16?.

_В - кут розсіяння в вертикальній площині _В=16?.

Тоді:

Орієнтовне число прожекторів буде рівне:

;(1).

Приймаємо 11 лампи.

Мінімальна висота встановлення прожекторів рівна:

; (м).(2).

Приймаємо h_min=8 (м).

Визначаємо освітленість точки розміщеної в горизонтальній площині при розташуванні ламп посередині кожної сторони площадки. Прожектори встановленні на h=8 (м), та кутом нахилу =14?.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Найбільш віддалені точки х=10 (м); у=5 (м).

Тоді

х=х/h;(3).

х=10/8=1,25.

За таблицею ХІІ.12 [3] =0,36;=1,7;³=4,9.

Тоді =у/;(4).

=5/1,78=0,367.

Координати =0,36; =0,367 на рисунку відповідає умовна освітленість точки. =1000 лк.

Звідси освітленість в точці l₁:

; (лк).(5)

.

А в точці х=10 (м); у=5 (м).

у=у/h=5/8=0,62 (м).

=0,82; =0,97; ³=0,91; =10/0,978=1,28.

Тоді при =0,82; =1,28; =800 лк.

Звідси освітленість в точці l₂:

(лк).

Таким чином, для кріплення свердловини в нічний час нормативна освітленість 100 лк буде забезпечена якщо встановити 11 прожекторів на висоті =8 м, з кутом нахилу =14?, типу ПЗР-400, лампою ДРЛ-400.

7.3 Техніка безпеки при експлуатації гвинтового вибійного двигуна

Експлуатація, транспортування і ремонт гвинтових забійних двигунів потрібно проводити відповідно до вимог «Правил безпеки в нафтогазовидобувній промисловості».

При гранично допустимих осьових навантаженнях на долото або у разі переходу в пласт, представлений в'язкими породами, можлива зупинка гвинтового забійного двигуна і різке підвищення тиску в нагнітальній лінії. Щоб уникнути пориву діафрагми насоса буровий інструмент слід негайно припідняти, а потім обережно опустити до забою і продовжувати буріння при нижчому осьовому навантаженні на долото.

Випробування переливного клапана необхідно вести, опустивши його нижче за рівень столу ротора; інакше в моменти закриття клапана, і після його відкриття можливе попадання промивальної рідини на майданчик бурової.

При виконанні вантажно-розвантажувальних робіт підйомні механізми повинні мати відповідну вантажопідйомність.

Забороняється проводити ремонт двигуна на буровій.

Розхожування двигуна над ротором виконується тільки без подачі до нього промивальної рідини.

Ремонт двигуна повинна проводити спеціально навчена ремонтна бригада.

При розбиранні і збірці двигуна необхідно застосовувати наступне устаткування:

а) механічний ключ для згвинчення і розгвинчування різьбових з'єднань;

б) кран-балку вантажопідйомністю не менше 14,7 кН (1,5 т.с.) для установки і зняття двигуна з механічного ключа і перевезення його в межах турбінного цеху;

в) ланцюгові ключі для виконання допоміжних операцій;

г)комплект спеціального інструменту і приладдя, що поставляються до двигуна.

Двигун повинен перевозитися тільки на спеціально обладнаних транспортних засобах. При цьому повинне бути забезпечене надійне кроплення двигуна.

7.4 Характеристика технологічного обладнання щодо небезпечності та шкідливості

Аварією називається вихід із ладу любого механізму (дизеля, лебідки, насоса), які спроваджують порушення виробничого процесу і зв"язаний з небезпекою для людського життя.

Усім механізмам властиві загальні небезпечні якості, причинами яких є:

§ скриті виробничі дефекти, дефекти, які були при виготовленні машини;

§ дефекти монтажу;

§ порушення нормального експлуатаційного режиму;

§ невиконання технічних уходів;

§ незнання матеріальної частини обслуговуючим персоналом.

Аварії, які викликані дефектами виготовлення і монтажу, розвиваються дуже швидко (обрив шатунних болтів, поломка колінчатого валу, обрив поршня). Попередити такі аварії дуже важко.

Аварія може виникнути і в наслідок порушення правил експлуатації. Так перевантаження дизеля приводить до перегріву і як наслідок до заклинювання і обриву поршнів; різкі зупинки можуть визвати поломку колінчатого валу.

В особливо несприятливих випадках із - за порушення режиму експлуатації виникають аварії, які приводять до великих матеріальних витрат, а нерідко і людським жертвам. Нормальний експлуатаційний режим може порушуватися і внаслідок дефектів у роботі механізмів і систем двигуна.

Висока кваліфікація обслуговуючого персоналу, відповідальне його відношення до виконаної роботи і правильна організація праці - застава безпечної і безаварійної експлуатації машин.

8. ОХОРОНА НАВКОЛИШНЬОГО СЕРЕДОВИЩА

8.1 Аналіз можливих джерел забруднення

Всі технологічні процеси в нафтовій промисловості (розвідка, буріння, видобування, збір, транспорт, зберігання і переробка нафти і газу) за відповідних умов можуть порушити природну екологічну обстановку. Нафта, вуглеводні нафти, нафтовий і буровий шлами, стічні води, що містять різні хімічні сполуки, здатні небезпечно впливати на повітря, воду, ґрунт, рослинний, тваринний світ і людину. Вони у великих кількостях проникають у водоймища і інші екологічні об'єкти:

1) при бурінні і аварійному фонтануванні розвідувальних нафтових і газових свердловин;

2) при аварії транспортних засобів;

3) при розривах водопроводів, нафто- і продуктопроводів;

4) при порушенні герметичності колон в свердловинах і технологічного устаткування;

5) при скиданні неочищених промислових стічних вод в поверхневі водоймища і водостоки на поля випаровування.

В процесі буріння, видобування, підготовки, транспортування і зберігання нафти і газу безперервне забруднення навколишнього природного середовища викликане витоками вуглеводнів через нещільність у фланцевих з'єднаннях (сальниках, засувках), розривами трубопроводів, відбором проб, спорожненням сепараторів і відстійників. Основна частина нафти і стічних вод на території промислу накопичується і поступає у водоймища з гирла свердловин і присвердловинних майданчиків; розливи нафти в цих випадках можливі через нещільність в гирлових сальниках (при насосній експлуатації), в гирловій арматурі (при компресорній для фонтану експлуатації), при ремонтних роботах і освоєнні свердловин тартанням і відкачуванням поршнем [20].

Найбільш важким і небезпечним по наслідках є забруднення підземних і наземних прісних вод і ґрунту. До основних їх забруднювачів в глобальному масштабі відносяться нафта, буровий і нафтовий шлами і стічні води.

Буровий шлам, що утворюється при бурінні свердловин, може містити до 7,5% нафти і до 15% органічних хімічних реагентів, вживаних в бурових розчинах. У відносно великому об'ємі шлам накопичується нерідко і при підготовці нафти. В цьому випадку шлами можуть містити до 80--85% нафти, до 50% механічних домішок, до 67% мінеральних солей і 4% поверхнево-активних речовин. Всі ці токсичні, шкідливі речовини вельми небезпечні для навколишнього середовища і всіх його мешканців.

Разом з буровим розчином в стічних водах містяться гіпан, нітропилнін, хромкан, ПАВ (утворює піну, затруднює самоочищення водоймища) і інші токсичні речовини. Біохромна окислюваність стічних вод складає від 7,3•10³ до 5,2•10⁵ міліграма О₂/м³ і окислюваність -- від 9,4•10⁴ до 5,2•10⁶ мг О₂/м³. Бурові стічні води, потрапляючи у водоймища або поглинаючі свердловини, небезпечно забруднюють підземні прісні води, інші водоймища і грунт і вбивають все живе, що мешкає в цих середовищах. Причини небезпечного забруднення розчинами водоймищ (особливо за наявності земляних комор) пов'язані з переливами і викидами свердловин, що буряться, надлишкового розчину, що утворюється при розбурюванні глинистих порід, скиданням розчинів в яри і водоймища, перетіканнями їх по поглинаючих горизонтах (пластам), "витискуванні" перемички між траншеями (завглибшки до 5 м) і відбором та ін. При цьому не витікаючий густий осад залишається в земляному амбарі і при твердінні засипається землею.

Небезпечними залишаються забруднення, що утворюються при глушінні свердловин. При нагнітанні відпрацьованого розчину в свердловину при глушінні і ремонті із-за надмірно високого тиску виникають відкриті викиди з свердловини, що забруднюють ґрунт нафтою, нафтопродуктами, глинистим розчином і високомінералізованими водами [20].

Проникаючи в продуктивний пласт, буровий розчин підвищеної щільності засмічує його і призабійну зону, закупорює (кольматує) пори, знижує прийомистість і продуктивність свердловин, виливаючись на поверхню, і сильно забруднює ґрунт мінералізованими рідинами.

Локальні забруднення ґрунту зв'язані частіше за все з розливами нафти і нафтопродуктів при пошкодженні трубопроводів і їх витоках через нещільність в устаткуванні. Забруднення великих площ можливе при фонтануванні нафти. В останньому випадку виділяють чотири зони з різним ступенем забруднення: 1 -- сильне забруднення; __ 2--середній ступінь забруднення; 3--слабке забруднення; 4 -- розпиленість з незначним забрудненням.

Остання зона займає близько половини всієї площі. Потрапляючи в ґрунт, нафта опускається вертикально вниз під впливом гравітаційних сил і розповсюджується вшир під дією поверхневих і капілярних сил. Швидкість просування нафти залежить від її властивостей, ґрунту і співвідношення нафти, повітря і води в багатофазній системі, що рухається. Чим менше частка нафти в такій системі, тим важче її фільтрація (міграція) в ґрунті. В ході цих процесів насиченість ґрунту нафтою (при відсутність нових надходжень) безперервно знижується. При вмісті в ґрунті 10--12% (рівень залишкового насичення) нафта стає нерухомою. Рух припиняється також при досягненні нафтою рівня ґрунтових вод. Легкі фракції її плавають на поверхні води. Тенденція до розповсюдження нафти, обумовлена капілярними силами, зберігається. Нафта починає переміщатися у напрямі ухилу поверхні ґрунтових вод [20].

Потужним джерелом небезпечних забруднювачів повітряного басейну в нафтовій і газовій промисловості продовжують залишатися продукти згорання нафти, конденсату, природного і нафтового газу у факелах. Не дивлячись на те, що використання ресурсів нафтового газу на підприємствах нафтової галузі зросло з 64,5 до 85%, це джерело серед забруднювачів у ряді випадків домінує.

Величезна кількість забруднюючих речовин викидається в повітря, водоймища і ґрунт в процесі використання нафти, газу, продуктів їх переробки. Це обумовлено малими ККД. сучасних двигунів внутрішнього згорання, недосконалістю енергетичних і інших технологічних установок.

Великий об'єм забруднень поступає в повітря в процесі очищення нафти від сірки і сірчистих з'єднань, при спалюванні попутних газів, знесолюванні і обезводненні нафти, сепарації газу, стабілізації конденсату і т.д.

До найбільш поширених забруднювачів атмосфери при видобуванні, підготовці, транспортуванні і переробці нафти і газу, а також при їх згоранні відносяться сірчистий ангідрид, сірководень, оксиди азоту, вуглеводні і механічні суспензії.

Основні шкідливі викиди цих речовин при видобуванні нафти і газу відбуваються при аварійному фонтануванні, випробуванні і випробуванні свердловин, випаровуваннях з мірників і резервуарів, розривах трубопроводів, очищенні технологічних місткостей, на установках комплексної підготовки і очисних спорудах.

У пароподібному стані великий об'єм нафти і конденсату виділяється в атмосферу через нещільність устаткування і арматури. Встановлено, наприклад, що при нормальній роботі один насос протягом 1 год. виділяє до 1 кг газів і пари, а один компресор -- до 3 кг.

Джерелами сірчистого ангідриду, окису вуглецю, сажі є факельні системи, на які подаються шкідливі газопароподібні речовини з технологічних установок, комунікацій і запобіжних пристроїв для спалювання при неможливості їх використання як палива в спеціальних печах або котельних установках.

В результаті неповного згорання палив в атмосферу поступають поліциклічні ароматичні вуглеводні. Вони досить стійкі, здатні накопичуватися в навколишньому середовищі і викликати різні види онкологічних захворювань. Індикаторною речовиною на присутність всієї групи поліциклічних вуглеводнів є бенз(а)пірен. Особливо багато бенз(а)пірену міститься в атмосфері міст. Хоча присутність його виявляється практично повсюдно.

Концентрації ароматичних вуглеводнів в повітрі вивчені недостатньо. Ймовірно, при фонових рівнях вони не перевищують 10^-12 -- 10^-14 г/м³.

Джерелами газовиділення на об'єктах газової промисловості є свердловини, газопроводи, апарати, факели, запобіжні клапани, місткості, димарі і свічки, що постійно діють, аварійні викиди. Джерела розділяються на три групи: перша об'єднує фонові постійні витоки природного газу; друга -- технічно неминучі епізодичні витоки; третя -- технологічно неминучі постійні викиди.

Викиди шкідливих речовин розділяються на організовані і неорганізовані. До перших відносяться викиди, які відводяться від місць виділення і уловлюються за допомогою спеціальних установок. До других -- що виникають за рахунок негерметичності технологічного устаткування, резервуарів і т.п.

В процесі видобування і переробки нафти, природного газу, конденсату, а особливо при широкому використанні отримуваних з них різноманітних продуктів в навколишнє середовище виділяється значна кількість різних забруднювачів. У складі забруднювачів, характерних для об'єктів газової промисловості і споріднених ним виробництв по переробці сірчистих нафт, зазвичай виділяють сірководень Н₂S, вуглеводні С_nH_m і продукти згорання: сірчистий газ SO₂, окис CO і двоокис СO₂ вуглецю. У складі забруднювачів, крім названих, містяться також меркаптани RSN, що входять до складу природного газу, пари метанолу СH₃OH, використовуваного як інгібітор, діетиленгліколь С₄Н₃(OН)₂ і аміак NH₃, що використовуються для сушки газу і нейтралізації сірки, а також стічні води, пил, шлами, кіптява і т.д.

8.2 Заходи захисту навколишнього середовища

Основні проблеми з охорони довкілля в нафтовій промисловості повинні вирішуватися сьогодні шляхом збільшення оборотного водопостачання, рекультивації земель і впровадження ефективних технологічних заходів щодо підвищення надійності роботи об'єктів нафтопромислів і споруд.

Захист навколишнього середовища припускає завчасну кількісну оцінку рівня її забруднення нафтою. Відсутність науково обґрунтованого методу прогнозу очікуваних змін в екологічному стані природи вимушує проводити в даний час у великих масштабах природоохоронні заходи без достатнього обґрунтування і з малою ефективністю. Враховуючи, що повністю видалити пролиту нафту і виключити розливи нафти і нафтопродуктів поки неможливо, оцінка вірогідності передбачуваних розливів, їх наслідків для екологічної обстановки є необхідною умовою для визначення оптимального об'єму і виду профілактичної роботи.

Об'єм "напрацювання" бурового розчину, а отже, і забруднені території навколо бурової можна значно понизити видаленням вибуреної породи (шламоочисними спорудами). Для очищення необважнених розчинів можна ефективно використовувати вібраційні сита, гідроциклонні пісковідділювачі і шламоочисники; для обважнених -- вібросита, гідроциклонні установки і центрифуги [20].

Втрати бурового розчину мінімальні при очищенні його за допомогою вібросита. Ефективніша триступінчата система -- вібросито -- пісковідділювач -- муловідділювач. Об'єм шламу, що видаляється, в цьому випадку в 4 рази менше об'єму розчину, що напрацьовується без механічного очищення. Використання муловідділювача в третьому ступені в 3,5 разу зменшує надлишковий об'єм, розчину. Втрати бурового розчину в цьому випадку майже в 5 разів менше об'єму розчину, що "напрацьовується" за відсутності такого очищення. При цьому поліпшуються техніко-економічні показники бурових робіт.

Ефективне використання відпрацьованих бурових розчинів для приготування на їх основі затверділих сумішей для кріплення і ізоляції зон поглинання. Як затверджувач можна використовувати синтетичні смоли, цемент, гіпс і інші матеріали. Утворена таким чином речовина нерозчинна у флюїдах пластів, непроникна і стійка до корозії у водних розчинах солей -- одновалентних металів. Доведена можливість використання обробленого бурового розчину у виробництві керамзитового гравію по методу швидкісної термообробки глинистих порід.

Знаходять застосування для глушіння свердловин нетоксичні водні розчини фосфорнокислих солей, полімерні розчини щільністю 1,7--1,8 г/см³, рідини на вуглеводневій основі, гідрофобноемульсійні розчини на вуглеводневій основі. Останні є емульсією типу вода в маслі, щільність якої може змінюватися від 0,8 до 2 г/см³.

Для збору всіх забруднювачів, викликаних постійними, періодичними і аварійними джерелами (буровий розчин, що розбризкується при спуско-підйомних операціях; дизельне паливо і змащувальні матеріали; води льяльні, що утворюються після обмивання лебідки і свічок квадрату), в підвежовій основі передбачений роз'ємний піддон, виготовлений з листової сталі (над превентором на відстані 1,5 м від підлоги бурової основи), з бортом по периметру заввишки 0,2м.

Дизельні приміщення і технологічні місткості мають металеву підлогу із стоком в загальний піддон підвежової основи, обладнану двома зливами з шести труб із засувками. Один злив прокладений в ємність з робочим розчином, його використовують при спуско-підйомних операціях; другий -- направлений в шламовий амбар.

Розтікання технічних рідин по приміщенню насосних станцій і майданчиків запобігається спорудженням борту по периметру кожного насоса. Для зливу вод з насосного відділення в шламовий амбар в огорожі передбачені люки.

Для утилізації сипких матеріалів, хімічних реагентів, витоків розчину, води через ущільнення, які втрачаються при роботі агрегатів для приготування, обважнення і обробки бурового розчину хімічними реагентами, передбачені піддони з огорожею по периметру встановленого устаткування.

Цементувальне устаткування також має пристрій для відведення льяльних вод в шламовий амбар. Для запобігання забрудненню навколишнього середовища при випробуванні продуктивного горизонту передбачено: спалювання на факелі отриманої притоки газу, направлення притоки нафти або пластової води в спеціальні ємності і їх утилізація. У міру накопичення продукції, що утворюється при випробуванні свердловин, пластову воду відводять в місця поховання, нафту використовують як паливо [20].

Охорону навколишнього середовища при бурінні нафтових і газових свердловин здійснюють у вигляді різнопланових заходів.

1. Для попередження нафтогазопроявлення і відкритих викидів застосовують промивальні рідини з параметрами, відповідними геолого-технічному наряду (ГТН).

Промивальну рідину по питомій вазі і в'язкості контролюють не рідше за 1 раз в тиждень у місткостях і через кожні 30 хв при розбурюванні газонебезпечних горизонтів.

При необхідності промивальний розчин дегазують вакуумним дегазатором ДВС-2. Перед розкриванням горизонту на буровій установці створюють запас хімічних реагентів, обважнювача, обсадних труб і ін. Для герметизації гирла при нафтогазопроявленнях свердловину обладнують превенторною установкою, обв'язку якої виконують по затвердженій схемі і узгодженою з органами Держміськтехнагляду і Воєнізованою частиною по попередженню і ліквідації нафтових і газових фонтанів.