Обеспечение безопасности при проведении работ с УЭЦН

Обслуживание УЭЦН: после спуска ЭЦН в скважину на заданную глубину следует снять с барабана кабеленаматывателя оставшийся кабель и провести его от устья до станции управления по специальным опорам: прокладывать кабель необходимо с противоположной стороны от мостков и в обход места, предназначенного для установки подъемника; на трассе кабеля установить предупредительные знаки: «Осторожно: электрическое напряжение»; при разгерметизации устьевого сальника его уплотнение должно быть осуществлено только после глушения скважины; не производить ремонтные и наладочные работы в станции управления, трансформаторе и пусковом устройстве УЭЦН.

Обслуживание АГЗУ, замер дебита: перед входом в помещение АГЗУ необходимо убедиться в исправности вентиляции (при неисправности – проветрить открытием дверей); при пуске АГЗУ следует производить промывку системы путем подключения всех скважин сначала к общему трубопроводу, а затем через переключатель скважинный механический, причем самая высокодебитная скважина должна работать через сепаратор; перед замером дебитов необходимо проверить правильность показаний манометров на замерном сепараторе; разлившуюся через неплотности нефть следует пускать через имеющиеся в основании замерно-переключающих установок патрубки в дренажную емкость или колодец, предусмотренные проектом; параметры работы не должны превышать допустимых паспортных; устранять неисправности, набивать сальники задвижек, подтягивать болтовые соединения на аппаратах и коммуникациях разрешается только после снижения давления до атмосферного; запрещается во время действия сепаратора вести ремонтные работы, обстукивание их и т.д.

Сборка фланцевых соединений и смена штуцера: эти работы должны проводиться только после закрытия манифольдной задвижки на арматуре, задвижки на выкидной линии и разрядки давления в выкидной линии и за штуцером через пробоотборный краник до атмосферного; разъединять шпильки креплений при разборке фланцевых соединений следует, находясь в стороне от возможной струи; гаечные ключи должны строго соответствовать размерам гаек; отворачивать и заворачивать путем удлинения ключей трубами запрещается; проверку совпадения отверстий для шпилек необходимо осуществлять только оправкой.

Отбор проб воздушной среды: для определения источника загазованности отбор проб должен производиться непосредственно у сальниковых и торцевых уплотнений трубопроводов; при отборе пробы с помощью газоанализатора необходимо двигаться медленно, наблюдая за тем, чтобы воздухосборный патрубок находился на высоте 1 – 1,5 м от поверхности на расстоянии не менее 0,5 – 0,8 м от места возможного выделения газа; следует иметь в виду, что самый тщательный анализ неправильно отобранной пробы может привести к 100%-ной ошибке, влекущей за собой случаи взрывов и отравлений; после устранения причин, создавших повышенную загазованность необходимо произвести повторный отбор и анализ проб и отразить их результаты в соответствующем журнале.

Подготовка скважины к ремонту: должны быть приняты меры по максимальному снижению степени опасности работы путем сброса давления, исключения вредных и взрывоопасных продуктов и возможных источников искрообразования; места возможного выброса нефти и газа должны быть обозначены; при демонтаже установленного на нефтепроводе оборудования (арматуры, КИП и А), т.е. перед вскрытием герметичной системы необходимо отключить задвижками этот участок; при подготовке устья скважины к ремонту необходимо ее остановить, отключить нефтепроводы, разрядить давление; в случае загазованности воздушной среды отключение электроэнергии производить за пределами взрывоопасной зоны.

Обеспечение пожаро- и взрывобезопасности: не допускается замазучивание территории, места разлива нефти должны быть тщательно убраны и засыпаны песком; вокруг площадки у скважины периодически должна скашиваться трава в радиусе не менее 5 м; пропуски нефти и газа через сальниковые уплотнения и во фланцевых соединениях должны своевременно устраняться; необходимо пользоваться светильниками во взрывозащищенном исполнении и инструментом, недающим искру.

5.4. Последствия аварийной ситуации, связанной с разгерметизацией

оборудования на устье скважины

Практика эксплуатации объектов сбора и транспорта нефти показала, что основными причинами аварий на них были: разгерметизация системы, нару­шение регламента и нарушение правил эксплуатации, технической безопас­ности и пожарной безопасности обслуживающим персоналом.

Причины, вызывающие разгерметизацию:

- повышение давления выше расчетного;

- разгерметизация фланцевых соединений вследствие больших уси­лий при затяжке, разуплотнение фланцев;

- дефекты сварных соединений (усталостные явления), образование свища на трубопроводах вследствие коррозии;

- ошибочные действия персонала при проведении ремонтных работ и эксплуатации.

Аварии могут различаться по масштабам воздействия и продолжитель­ности воздействия на расположенные вблизи объекты, людей и природную

среду.

Последствия аварий определяются количеством вытекающей горючей жидкости, газа, расположением соседнего оборудования, смежных блоков, присутствием обслуживающего персонала в зонах риска.

При стечении неблагоприятных обстоятельств (отказы оборудования, неправильные действия персонала, появление источника инициирования взрыва и пожара, нахождение людей во взрыво-, пожароопасной зоне) на проектируемом объекте могут возникнуть аварии, последствиями которых

будут:

- тепловое воздействие пожара на окружающие объекты и людей;

- воздействие избыточного давления ударной волны взрыва на окружающие объекты и людей;

- токсического воздействия на людей. Источниками инициирования могут стать:

- разряды статического электричества;

- электрическая искра (дуга);

- открытое пламя и искры (при нарушении техники безопасности)

- разряд атмосферного электричества.

Рассмотрим аварийную ситуацию надземного участка выкидного трубо­провода или фонтанной арматуры на примере скважины пласта БП8 №1693 Тарасовского месторождения, дебит нефти которой на текущий момент является максимальным среди всего эксплуатационного фонда месторожде­ния.

Разгерметизация надземного участка выкидного трубопровода сопро­вождается проливом жидкости на площадку скважины и выходом газа в ат­мосферу. Аварийный блок - трубопровод диаметром 114х8 мм длиной 5 м.

Для оценки уровня теплового и ударного воздействия на персонал и окружающую среду при аварийной ситуации на проектируемых сооружениях рассмотрены наиболее опасные варианты возможных аварийных ситуаций:

- аварийной разгерметизации (гильотинном разрыве) трубопровода;

- нарушении герметичности трубопровода (истечении через свищ). Исходные данные для проведения расчетов последствий аварий на пло­щадке скважины №1693 приведены в табл. 5.3. Расчеты произведены в соот­ветствии с требованиями и методиками ГОСТ Р 12.3.047-2012.

Для расчетов принимаем диаметр свища равным 6 мм. Время истечения через свищ принимается равным:

времени, в течение которого давление в трубопроводах снижается от расчетного до минимального (давление отключения насосов ЭЦН, либо закрытия электрозадвижек), но не более 24 часов, для случаев, когда средняя объемная скорость истечения через свищ (при расчетном и минимальном

- давлении) превышает объемную скорость поступления продукта в трубопровод;

- времени, соответствующему периодичности осмотра по графику осмотра трасс трубопроводов (принимаем 24 часа для Тарасовского месторождения), в остальных случаях

Таблица 5.3

Дата добавления: 2015-06-26