Безопасность проектных решений

В данном разделе, предусмотренные в дипломном проекте технические решения в соответствии с действующими нормативными документами, обосновываются с точки зрения безопасности труда, их экологичности и техники безопасности.

В разделе «Безопасность труда» для обеспечения безопасных условий работы буровой вахты вводятся правила безопасного выполнения цементирования обсадной колонны.

В разделе «Экологическая безопасность» освещены нормы безопасного обращения с технологическими отходами. Рассчитан объем амбара, необходимого для размещения бурового шлама.

В разделе «Промышленная безопасность» представлены мероприятия по предупреждению и ликвидации аварий при креплении скважины.

На Ромашкинском месторождении для бурения была выбрана буровая установка БУ – 2500/160 ЭП.

Рис. 1. Буровая установка БУ – 2500/160 ЭП.

9.1. Безопасное выполнение работ по цементированию обсадной колонны.

Ниже представлены правила техники безопасности при погрузочно-разгрузочных работах и транспортировании цементов, а так же при цементировочных работах [4].

Рабочие, не имеющие квалификации грузчиков, могут быть допущены к погрузочно-разгрузочным работам и перемещению груза после обучения их правилам безопасного ведения работ.

Подростки к работе по погрузке и разгрузке цемента не допускаются.

По окончании работ и периодически в течение длительной погрузки следует очищать полы от рассыпанного из разорванных мешков цемента.

Место для установки цементосмесительных машин выбирается с учетом удобств для работы по погрузке цемента и установки цементировочных агрегатов при откачке цементного раствора.

Перед пуском цементосмесительной машины в работу необходимо проверить надежность оградительных щитов на цепных трансмиссиях.

Работа на верху бункера допускается только при надежно установленных перилах.

Отличительными особенностями работ, связанных с цементированием скважины и определяющих установление правил техники безопасности, являются следующие: одновременное присутствие большого числа людей, вредное влияние цемента и различных химических реагентов и наполнителей (особенно органического происхождения), высокое давление, при котором происходит процесс цементирования, одновременная работа большого числа цементировочных агрегатов и прочих машин, использование в некоторых случаях радиоактивных веществ, вредность выхлопных газов и наличие шума работающих двигателей, а также работа в ночное время.

Следует стремиться проводить эти работы в дневное время.

При получении агрегата или цементосмесительной машины новой конструкции все члены бригады должны получить дополнительный инструктаж, достаточный для проведения самостоятельной работы.

Диаметр шпильки предохранительного клапана должен соответствовать определенному давлению (обычно оно на 30% ниже максимального, на которое рассчитан насос), при котором запланировано проводить работу (с учетом соответствующего запаса прочности).

Для обеспечения безопасности обслуживающего персонала при работе у насосов цементировочных агрегатов предохранительные клапаны на них должны плеть кожух и отводную трубу для отвода жидкости в случае их нарушения.

Оно не должно мешать машинисту и слесарю при их работе в процессе цементирования скважины.

При работе оператора на цементосмесительной машине должны быть установлены и закреплены боковые перила, а загрузочные люки (диаметром 495 мм) — закрыты специальной решеткой с ячейкой 20 X 20 мм.

Обвязка агрегатов с устьем скважины должна обеспечивать амортизацию гидравлических ударов в линии при работе насосов.

В ночное время место производства работ должно иметь освещенность не менее 5 лк.

Линии высокого давления спрессовывают по распоряжению руководителя работ после удаления обслуживающего персонала на безопасное расстояние.

Запрещается работа по устранению пропусков в линии под давлением.

При работе агрегатов на буровой курение и пользование открытым огнем категорически запрещается.

Выхлопные трубы двигателей агрегатов при работе пх в загазованной среде должны быть оборудованы искрогасителями.

По окончании работы необходимо тщательно промывать чистой водой емкости, водяной и цементировочный насосы и прочее оборудование агрегата, а также гидросмесительное устройство и напорную трубу смесительной машины.

Так же необходимо пользоваться средствами индивидуальной защиты. Они представлены на рис. 1 и рис. 2.

Рис. 1. Респиратор. Рис. 2. Защитные очки.

9.2. Безопасное обращение с технологическими отходами бурения.

В процессе производственной деятельности буровых предприятий на окружающую среду оказывается существенное техногенное воздействие технологических процессов бурения и освоения, и именно поэтому вопросы охраны окружающей среды являются немаловажными. Предприятия нефтяной и газовой промышленности стремятся совершенствовать технологии по сбору, хранению и утилизации ТОБ. Мероприятия, направленные на снижения уровня и объемов загрязнения природной среды, составляют основу экологически безопасной малоотходной технологии бурения скважин.

Комплекс природоохранных мер включает в себя мероприятия по очистке, обезвреживанию и утилизации производственно-технологических отходов бурения, которые образуются на следующих этапах строительства скважин [3]:

· В процессе бурения;

· При приготовлении бурового и тампонажного раствора;

· При внутриобъектовых перекачках ГСМ;

· При возникновении аварий, следствием которых является разлив технологических жидкостей.

К технологическим отходам бурения относятся:

· Буровые сточные воды (БСВ);

· Отработанный буровой раствор (ОБР);

· Буровой шлам (БШ);

· Замазученный грунт;

· Металлолом;

· Отработанное масло;

Буровые сточные воды (БСВ) – по своему составу являются многокомпонентными суспензиями, содержащими до 80% мелкодисперсных примесей, обеспечивает высокую агрегатную устойчивость. Загрязняющие вещества, содержащиеся в буровых сточных водах, подразделяются на взвешенные, растворимые органические примеси и нефтепродукты.

Отработанный буровой раствор (ОБР) – один из видов отходов при строительстве скважины. О загрязняющей способности отработанного бурового раствора судят по содержанию в нем нефти и органических примесей, оцениваемых по показателю ХПК, по значению водородного показателя pH и минерализации жидкой фазы. Именно эти показатели свидетельствуют о том, что ОБР является опасным загрязнителем окружающей среды.

Буровой шлам (БШ) – выбуренная порода, отделенная от бурового раствора очистным оборудованием. Буровой шлам по минеральному составу нетоксичен. Удельная плотность бурового шлама в среднем равна – 2,1 т/м³, при соприкосновении с буровым раствором происходит разбухание выбуренной породы согласно РНД 03.1.0.3.01-2002 и удельная плотность уменьшается на величину коэффициента разбухания породы 1,2, таким образов удельная плотность бурового шлама при контакте с буровым раствором составляет 2,1:1,2 = 1,75 т/м³.

Замазученный грунт – образуется при работе бурового оборудования, автотранспорта, при наливе и сливе ГСМ в ёмкости и т.д.

Работы, связанные со сбором, хранением, отгрузкой и транспортировкой отходов в бурении, требуют обязательного соблюдения требования техники безопасности всеми работниками, так или иначе задействованными для выполнения соответствующих работ.

Все рабочие должны иметь спецодежду, а так же средства индивидуальной защиты, предусмотренные нормами производственной безопасности. Используемая в процессе работы техника должна быть исправна, рабочие места должны быть освобождены от посторонних предметов, освещены.

9.3. Расчет объема технологических отходов бурения для скважины.

Рис. 3. Амбар шламовый.

Рассчитаем объем выбуренной породы при строительстве скважины [3]. Исходные данные приведены в табл. 1.

Таблица 1

Исходные данные по скважине

№ п/п	Наименование	Конструкция скважины
Направл.	I Пром. колонна	Кондуктор	II Пром. колонна	Экспл. колонна
	Диаметр скважины Dскв, м	0,590	0,490	0,3937	0,2953	0,2159
	Длина интервала L, м
	Коэффициент кавернозности, k	1,2	1,2	1,2	1,2	1,1

1) Рассчитаем объем выбуренной породы согласно формуле:

V_пор = V_н + V_п1 + V_к + V_п2 + V_э, (1)

где V_н, V_п1, V_к, V_п2, V_э – объемы выбуренной породы на соответствующем интервале бурения.

2) Объем выбуренной породы на каждом из интервалов бурения определяется по формуле:

V_i = 0,785∙D_сквi²kL_i, (2)

где D_сквi – диаметр скважины на i-ом интервале, k – коэффициент кавернозности, L_i – длина i-го интервала.

Теперь рассчитаем объем выбуренной породы на каждом интервале, согласно (2).

· Направление:

V_н = 0,785∙0,590²∙1,2∙30 = 9,84м³.

· I промежуточная колонна:

V_п1 = 0,785∙0,490²∙1,2∙95 = 21,49м³.

· Кондуктор:

V_к = 0,785∙0,3937²∙1,2∙255 = 37,23м³.

· II промежуточная колонна:

V_п2 = 0,785∙0,2953²∙1,2∙670 = 55,04м³.

· Эксплуатационная колонна:

V_п1 = 0,785∙0,2159²∙1,1∙1150 = 46,29м³.

Рассчитаем общий объем выбуренной породы согласно (1):

V_пор = 9,84 + 21,49 + 37,32 + 55,04 + 46,29 = 169,89м³.

3) Рассчитаем объем шлама по формуле:

V_ш = 1,2V_пор, (3)

где 1,2 – коэффициент, учитывающий разуплотнение выбуренной породы.

Таким образом, объем шлама по формуле (3):

V_ш = 1,2∙169,89 = 203,87м³.

4) Рассчитаем объем отработанного бурового раствора (ОБР):

V_ОБР = V_шk_п + 0,5V_ц, (4)

где k_п – коэффициент, учитывающий потери бурового раствора, уходящего со шламом при очистке на вибросите, пескоотделителе и илоотделителе (в соответствии с РД 39-3-819-91, k_п = 1,052); V_ц – объем циркуляционной системы буровой установки.

Объем циркуляционной системы буровой установки определяется исходя из класса буровой. Для буровой установки БУ – 2500/160 ЭП объем циркуляционной системы равен 105м³.

Таким образом, согласно (4) объем ОБР:

V_ОБР = 203,87∙1,052 + 0,5∙105 =266,97м³.

5) Рассчитаем объем буровых сточных вод (БСВ):

V_БСВ = 2V_ОБР. (5)

Таким образом, согласно (5) объем БСВ:

V_БСВ = 2∙266,97 = 533,94м³.

6) Рассчитаем объем шламового амбара:

V_ША = 1,1(V_ш + V_ОБР + V_БСВ). (6)

Таким образом, согласно (6) объем шламового амбара:

V_ША = 1,1(203,87 + 266,97 + 533,94) = 1105,26м³.

Результаты расчет представлены в табл. 2.

Таблица 2

Результаты расчета

№ п/п	Наименование	Значение
	Общий объем выбуренной породы Vпор, м^3	169,89
	Объем шлама Vш, м	203,87
	Объем отработанного бурового раствора VОБР, м^3	266,97
	Объем буровых сточных вод VБСВ, м^3	533,94
	Объем шламового амбара, м^3	1105,26

Как видно из расчета, объем экологически небезопасных отходов весьма велик. Исходя из этого, шламовые амбары являются источником повышенной опасности для окружающей среды. Поступления токсических веществ из шламовых амбаров в грунтовые воды обычно происходит вследствие отсутствия или некачественной гидроизоляции дна и стенок амбаров.

Необходимо качественно изолировать шламовый амбар, чтобы не допустить поступления токсических веществ в грунт. Работы по изоляции шламового амбара представлены на рис. 4.

Рис. 4. Изоляция шламового амбара.

9.4. Предупреждение аварий при креплении скважины.

Крепление ствола – один из основных моментов в строительстве скважин, поэтому все работы проводят по ранее составленному и утвержденному плану в соответствии с действующей инструкцией по креплению скважины с учетом специфических условий работы на данной площади и наличия соответствующего оборудования, оснастки и других технических средств, имеющихся на предприятии.

При составлении плана спуска обсадной колонны и разработке мероприятий по безаварийному креплению скважины особое внимание обращается на следующее [1].

Тампонажные материалы, используемые при строительстве скважин, должны иметь сертификаты соответствия. Свойства тампонажных материалов (в том числе цементно-бентонитовых смесей) и формируемого из них цементного камня должны соответствовать требованиям стандартов. Порядок хранения и сроки использования тампонажных материалов устанавливаются заводом-изготовителем.

Спуск и цементирование обсадной колонны проводятся по планам, разработанным буровой организацией и утвержденным в установленном порядке. К плану прилагаются исходные данные для расчета обсадной колонны, использованные коэффициенты запаса прочности, результаты расчета обсадной колонны (компоновка колонны) и ее цементирования, анализ цемента, а также акт готовности скважины и буровой установки к спуску и цементированию колонны.

Перед подготовкой ствола скважины к спуску колонны должен быть проведен комплекс электрометрических работ и других исследований, необходимых для детального планирования процесса крепления.

Применение цемента без проведения предварительного лабораторного анализа для условий предстоящего цементирования колонны запрещается.

При перекрытии кондуктором или промежуточной колонной зоны поглощения, пройденной без выхода циркуляции, допускается подъем тампонажного раствора до подошвы поглощающего пласта с последующим (после ожидания затвердевания цемента - ОЗЦ) проведением встречного цементирования через межколонное пространство.

Запрещается приступать к спуску промежуточной или эксплуатационной колонны в скважину, осложненную поглощением промывочной жидкости с одновременным флюидопроявлением, осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны, до ликвидации этих осложнений.

Цементировочная головка до ввода ее в эксплуатацию и далее с периодичностью, установленной документацией изготовителя, должна быть опрессована давлением, в 1,5 раза превышающим максимальное расчетное рабочее давление при цементировании скважины.

Нагнетательные трубопроводы до начала цементирования должны быть опрессованы на полуторакратное ожидаемое рабочее давление. Порядок работ по цементированию устанавливается документацией, разработанной тампонажной организацией и согласованной с буровой организацией.

В целях обеспечения безопасности производства работ при креплении скважин агрегаты необходимо устанавливать на заранее подготовленной площадке, при этом должны соблюдаться следующие расстояния:

• от устья скважины до блока-манифольдов, агрегатов – не менее 10 метров;

• от блока-манифольдов до агрегатов – не менее 5 метров;

• между цементировочными агрегатами и цементосмесительными машинами – не менее 1,5 метра.

Кабины передвижных агрегатов должны быть расположены в противоположную от цементируемой скважины сторону.

Результаты спуска обсадной колонны и ее цементирования оформляются актами по установленной форме и хранятся в деле скважины на протяжении всего периода ее эксплуатации, наряду с заключениями геофизических организаций о фактическом состоянии цементного камня за обсадными колоннами.

9.5. Ликвидация аварий при спуске и креплении скважины.

Если авария все-таки возникла, следует придерживаться следующих правил [2].

При прихвате обсадной колонны следует восстановить интенсивную циркуляцию промывочной жидкости и одновременно расхаживать колонну. Расхаживание производится без резких посадок, усилия при натяжке колонны не должны превышать на 50-70 кН вес колонны до прихвата. Если эти меры не дают положительных результатов, то обсадную колонну цементируют в месте вынужденной остановки.

Когда требуется обязательно спустить колонну до забоя, т. е. когда вынужденная остановка из-за прихвата равноценна ликвидации скважины по техническим причинам, ведут длительные работы для освобождения прихваченной колонны (пытаются освободить ее при помощи ванны или сплошной промывки скважины нефтью или кислотой). Извлечение аварийной обсадной колонны путем развинчивания влево не рекомендуется во избежание развинчивания ее в нескольких местах.

Прихваченную обсадную колонну, через которую прекратилась циркуляция промывочной жидкости, пытаются освободить восстановлением циркуляции через отверстия в колонке выше стоп-кольца. Для этого над ним в колонне простреливают 15 - 20 отверстий. Если и эти работы окажутся безуспешными, то определяют верхнюю границу прихвата с помощью прихватоопределителя, а по возможности и интервал прихвата. Над интервалом прихвата простреливают 15 - 20 отверстий и пытаются восстановить циркуляцию. Если после этого колонна не освобождается, то решают вопрос о` дальнейших работах на скважине. Как правило, ее цементируют в данном положении.

При заклинивании обсадной колонны или прихвате ее в необсаженной части ствола практикуется следующий метод ликвидации аварии. Определяют место прихвата колонны. Обрезают не прихваченную часть обсадной колонны -гидравлической или механической труборезкой над местом прихвата и поднимают. Затем снова отрезают 1,5 - 2 м колонны, соединяются с ними наружной или внутренней герметичной труболовкой, восстанавливают циркуляцию и поднимают всю колонну по частям. Этот метод целесообразно применять, если длина прихваченных труб небольшая. Помимо этого небольшие участки колонн в подобных случаях можно разрушать забойными фрезерами или с помощью универсального вырезающего устройства ВНИИБТ.

Забойный фрезер представлен на рис. 5.

Рис. 5. Забойный фрезер.

Иногда описанным методом устраняют нарушения целостности обсадных колонн. Для этого извлекают трубы выше места нарушения (если они не зацементированы и не прихвачены), удаляют нарушенные участки труб разрезанием нарушенной трубы на пять - семь кусков, затем соединяются с оставшейся в скважина колонной с помощью специального герметизирующего устройства.

При посадке колонны на забой иногда часть труб забивается шламом. Чтобы освободить трубы от шлама, колонну, если это возможно, приподнимают. Если она оказалась прихваченной, то простреливают отверстия- над стоп-кольцом, восстанавливают циркуляцию, расхаживают при увеличенной подаче промывочной жидкости и переходят на промывку водой или нефтью. Когда этим не удается освободить колонну, то ее цементируют или разрезают и извлекают по частям.

Упавшую в скважину часть колонны обсадных труб извлекают ловителем и труболовкой для обсадных труб (преимущественно типа ТВО). Использование не освобождающихся ловильных инструментов (труболовок, ловителей, специальных переводников) нежелательно для извлечения обсадных труб. Обсадные колонны и части их диаметром более 426 мм, как правило, не поддаются извлечению.

При смятни зацементированной обсадной колонны спускают печать или скважинный фотоаппарат для выяснения формы и степени смятия колонны. Для выправления смятия колонны применяют различные оправки. Максимальный наружный диаметр оправок должен быть на 5-10 мм меньше внутреннего диаметра колонны. При необходимости после выправления колонну закрепляют цементным раствором., Желательно, чтобы справки, спускаемые в скважину диаметром более 190 мм, имели направляющую головку меньшего диаметра по типу пилот-долота, которую необходимо фиксировать от самоотвиичивания. Направляющая головка проходит ниже места нарушения и исключает зарезку нового ствола за обсадной колонной.

Разрушенное при цементировании колонны тело трубы почти нельзя восстановить, можно только выправить нарушенные участки оправками и перекрыть их другой колонной (колонной-летучкой, пластырем).

Когда при продавливании весь цементный раствор или значительное количество его остается в колонне, то ее поднимают, если позволяет грузоподъемность вышки и оборудования. В противном случае из колонны немедленно вымывают цементный раствор (пока он не успел схватиться), так как промедление может привести к ликвидации скважины, или приступают к разбуриванию цементного стакана – работе длительной и не всегда дающей положительные результаты.

Необходимо всегда помнить, что аварию проще предотвратить, чем устранить.

Заключение

В ходе данной работы, были разработаны новые методические решения по цементированию обсадной колонны в условиях поглощений на Альметьевской площади. На примере скважины 3484, определили величину раскрытия трещины, для вертикальной и горизонтальной, путем закачки порции вязко-пластичной жидкости. Затем выбран объем и произведена изоляция зоны поглощения. После этого произведен цементаж обсадной колонны.

Список литературы

1) Балаба В.И. Строительство скважин. Требования промышленной безопасности: Учебное пособие. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губ- кина, 2004. - 188 с.

2) Балаба В.И. Амбарная технология сбора и хранения отходов бурения. – М.: ГАНГ, 1996.

3) Булатов А.И. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1977. – 257 c.

4) Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. – М.: ЗАО «НТЦ исследований проблем промышленной безопасности». – 2013. – 288 с.

5) Балаба В.И., Василенко И.Р., Владимиров А.И., Гарин Ю.Р., Промышленная безопасность строительства и реконструкции скважин. 2006.

6) Охрана окружающей среды в нефтегазовой промышленности. Булатов В.И., Макаренко П.П., Шеметов В.Ю. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1999.

7) Остальные чуть позже напишу

Дата добавления: 2015-07-13