Реферат по экономике и моделированию на тему «Технологическая безопасность при строительстве скважин», ИНиГ

Введение Бурение скважин – сложный производственный процесс, специфика которого заключается в том, что основные технологические операции проводятся под землей. Это предопределяет потребность в специалистах по бурению (с высшим образованием, компетентных) для принятия технологических и управленческих решений в условиях неопределенности, связанной с отсутствием достоверной оперативной информации о подсистеме разработки скважины. Поэтому при решении задач бурения скважин большое значение имеет человеческий фактор как широчайшее определение всей совокупности характеристик сотрудника, его квалификации и личностных характеристик. При добыче полезных ископаемых нефтяные и газовые скважины изначально являются опасными производственными объектами. Большие глубины бурения, высокая литологические гетерогенность и сложность условий температуры и давления полей, которые будут разработаны только повысить уровень риска технологических процессов, происходящих в скважинах и увеличение антропогенного воздействия на объекты окружающей среды (ОС). Анализ строительства скважин в сложных горно-геологических условиях показал, что, как правило, все возникающие сложности взаимосвязаны и взаимозависимы. Объединение их в скважину приводит к дополнительным затратам, увеличению сроков строительства скважины и усложняет их ликвидацию. Борьба с осложнениями при глубоком бурении в среднем охватывает до 20 … 25% календарного времени. В некоторых случаях из-за некачественной и ненадлежащей работы по устранению осложнений переходят в разряд травм. Совершенствование и разработка технологических решений, направленных на предотвращение осложнений и аварий, обнаружение и устранение их последствий, имеет большое научное и практическое значение. Невозможно обеспечить технико- экономическую эффективность работ и соблюдение требований безопасности труда при строительстве скважин без наличия эффективных природоохранных мероприятий, в том числе обращения с отходами. Цель исследования – охарактеризовать технологическую безопасность при строительстве скважин с условием проявления газонефтеводопроявлений (ГНВП). В соответствии с целью в процессе курсового проектирования необходимо выполнить ряд задач: 1 выполнить обоснование актуальности проблемы, подчеркнув практическую ценность и научную значимость ее решения; 2 изучить теоретические основы и нормативно-правовую базу, справочно- статистическую информацию и научные источники в рамках исследуемой проблемы; 3 оценить технико-экономические условия развития производственной системы и исследовать степень их влияния на конечные результаты деятельности производственного объекта.

1 Анализ степени опасности газонефтеводопроявления

1.1 Краткое описание технологического процесса бурения скважины

Ванкорское нефтегазоконденсатное месторождение является одним из месторождений сравнительно нового нефтегазодобывающего региона – Восточной Сибири. В административном отношении данное месторождение расположено на территории Туруханского и Дудинского районов Таймырского муниципального района Красноярского края. Ванкорское месторождение открыто в 1988 г. при бурении скважины Вн-1, из которой был получен аварийный фонтан газа. Первый приток нефти на месторождении получен в январе 1991 г. при испытании скважины Вн-6. Месторождение расположено в районе со сложными природно-климатическими условиями, и имеет сложное геологическое строение залежей [2; 3]. Всего на Ванкорском месторождении к настоящему времени открыто 7 залежей, в том числе: три газовые залежи (пластов Дл-I-III, Як-I и Як-II), две нефтяные залежи (пластов Сд-IX и НХ-I), одна газонефтяная залежь (пластов Як-III-VII) и одна нефтегазоконденсатная залежь (пластов НХ-III-IV). По начальным балансовым, и извлекаемым запасам самым крупным объектом разработки данного месторождения является объект Як-III-VII, в котором сосредоточено больше половины запасов нефти и газа месторождения. Целью данной работы было рассмотрение геологического строения и особенностей разработки объекта Як-III-VII [4; 5]. Продуктивные пласты, объекта Як-III-VII приурочены к отложениям яковлевской свиты, нижнемелового возраста.Кроме данного объекта, с отложениями яковлевской свиты связаны продуктивные пласты Як-I и Як-II. Залежь объекта Як-III-VII относится к пластово-сводовому типу, с наличием газовой шапки. Тип коллектора залежи терригенный, поровый. Сложен коллектор, преимущественно, песчаниками и алевролитами. Формирование пластов яковлевской свиты происходило в речной обстановке осадконакопления. Толщина данной свиты изменяется от 561 м до 652 м. Средняя глубина залегания кровли объекта составляет – 1671 м, высота залежи – в среднем 80 м, площадь 320 км2. В пределах месторождения объект Як-III-VII включает в себя Южную часть (один купол), Центральную часть и Северную часть (два малоамплитудных поднятия). северной части пропластки глин характеризуются значительно большими толщинами сравнительно с южной частью, что приводит к снижению нефтенасыщенной толщины, а также выделению изолированных линз. Геологический профиль рассматриваемого объекта представлен на рисунке 1.1.1. Вышеописанные геологические особенности пластов, рассматриваемого в данной работе объекта, приводят к значительной изменчивости их фильтрационно-емкостных свойств (пористость изменяется от 23 до 27%, проницаемость от 450 до 570 мД) и высокой расчлененности (до 15 ед.), а также оказывают влияние на процесс разработки объекта Як- III-VII. Разработка газонефтяной залежи объекта Як-III-VII, осуществляется с 2009 года. На 01.01.2018 г. на объекте пробурено более 300 скважин, в том числе: добывающих более 200, и нагнетательных более 80 Текущий отбор нефти от НИЗ – 23% при текущей обводненности – 65%. При этом текущий отбор газа газовой шапки от НГЗ – 61,9%. Накопленная компенсация отбора закачкой воды составила 51%. Текущее пластовое давление равно 13 МПа, при начальном пластовом давлении 15,9 МПа. Проектный фонд скважин реализован на 90%. Разработка пласта предполагает дальнейшее разбуривание залежи с площадной, блочно-квадратной системой, с длиной ГС 1000 м, а также применение различных методов воздействия на пласт. Схема размещения скважин в южной и центральной частях залежи − совмещенная блочно-квадратная и трехрядная сетки горизонтальных скважин со стороной квадрата 2000 м и длиной горизонтального участка добывающих скважин 1000 м. Для более эффективной разработки северной части залежи блочно-квадратной сетки скважин была уплотнена до 700 м с сопутствующим снижением длины горизонтальной секции. Внутри блока и на стыках блоков размещены скважины уплотнения. Уплотнение сетки позволило вовлечь в разработку большее количество несвязанных линз (рис. 1.1.2).

1.2 Характеристика объекта как источника опасности

Надежность и безопасность принимаемых при бурении скважины решений определяется комплексом организационно-технических решений, соответствием принятых при проектировании решений реальным условиям освоения скважины. Опасности могут быть оценены на их соответствие критериям приемлемого риска. При этом критерии и результаты определяются как качественно, так и количественно. Практика бурения скважин показывает, что вероятностная оценка риска дает значительные погрешности. РД 03-418-01 рекомендует применять качественные, инженерные методы анализа риска [10]. При этом оценка риска включает в себя оценку частоты риска на основе практического опыта. В соответствии с данными требованиями проведено ранжирование отказов по степени частоты на следующие категории: вероятный – с частотой 1-10-2 раз в год; возможный – с частотой 10-2 – 10-4 раз в год; редкий – с частотой 10-4 – 10-6 раз в год; практически невероятный – с частотой < 10-6 раз в год. Тяжесть последствий возможных отказов оценивалась методом экспертной оценки, при этом серьезность последствий оценивалась по 4 группам, которым в результате отказа элемента системы может быть нанесен ущерб – персонал, население, окружающая среда, материальные объекты. При этом оценивалась и шкала последствий отказа [10]. Критерии отказа по степени тяжести последствий: катастрофический отказ – приводит к гибели людей, значительному материальному ущербу, наносит непоправимый ущерб окружающей среде; критический (некритический) отказ – угрожает (не угрожает) жизни людей, приводит (не приводит) к значительному ущербу имуществу, окружающей среде; незначительный сбой — сбой, который по своим последствиям не попадает ни в одну из первых трех категорий. Для данного объекта в результате анализа установлено, что отказы, имеющие степень риска категории A отсутствуют. К рискам с категорией В относятся аварии с буровым оборудованием, открытое фонтанирование, нарушение целостности обсадных колонн в процессе освоения скважины, как опасного промышленного объекта. Тяжести последствий отказа распределены следующим образом. Отказ с катастрофическими последствиями – не выявлено. Авария с критическими последствиями: проявления жидкостей, выбросов, открытый исходный код – угрожает жизни человека, гибели объекта, может нанести значительный экологический ущерб большим территориям; аварийное разрушение бурового оборудования и падение вышки – угрожают жизни людей (персонала) и гибели объектов; взрывы и пожары – угрожают жизни людей (персонала) и гибели объектов; нарушение герметичности колонн при разработке – грозят нанести непоправимый ущербокружающей среде. Отказ с некритическими последствиями: падение системы снастей – при определенных условиях может представлять опасность для части личного состава и причинить значительный материальный ущерб; производственные травмы, связанные с наличием на буровой установке источников повышенной опасности (высокое напряжение, высокое давление, движущиеся части механизмов, работа на высоте) – могут представлять угрозу для жизни и здоровья персонала; инструментальные аварии – могут привести к потере части скважины и значительным материальным потерям; осложнения при бурении – могут привести к потере части скважины и значительным материальным потерям. Незначительные последствия аварии: выбросы шума и ударов загрязняют окружающую среду.Проанализировав периодичность, тяжесть последствий и степень риска отказов, было установлено, что наиболее опасными с критическими последствиями являются отказы скважины, связанные с выбросами флюидов, прорывами и открытыми фонтанами. Эти поломки угрожают жизни людей, могут привести к потере конструкции (заброшенности колодца), нанесению ущерба окружающей среде, а также материальному ущербу. Возможные внутренние опасности: Процесс вскрытия пластов, разработки и испытания скважины сопряжен с внутренними опасностями из-за следующих факторов: взрывоопасность и пожароопасность окружающей среды; внутренняя энергия (газ, выход газового конденсата находится под давлением, при температуре выше температуры окружающей среды); вероятность выхода из строя оборудования, работающего под давлением, технологических трубопроводов, арматуры, систем управления и автоматики, составляющих комплекс противоточной защиты. Процесс приема ГСМ (с танкеров), складирования и откачки ГСМ из контейнеров связан с внутренними опасностями из-за следующих факторов: взрывоопасность и пожароопасность окружающей среды; внутренняя энергия (технологический процесс находится под давлением); вероятность выхода из строя оборудования, работающего под давлением, трубопроводов, арматуры, систем управления и автоматики. Возможные внешние опасности: Ветровые нагрузки не считаются причиной аварий, так как все устройства и элементы инфраструктуры рассчитаны на скорость ветра до 40 м/с. Из всего списка внешних опасностей для буровой установки 4 причины (36%) кажутся реальными и должны рассматриваться как потенциальные причины аварии. Кроме того, наиболее вероятно сочетание последствий воздействия внутренних опасностей и внешних факторов. Основные причины и факторы, связанные с отказами оборудования, включают: опасности, связанные с выполнением типовых процессов; физический износ, коррозия, механические повреждения, термическая деформация оборудования или трубопроводов; прерывание или несанкционированная подача энергоресурсов; внешние влияния. Опасности, связанные с типовыми процессами: При нарушении рабочего графика (режим промывки скважины, потеря контроля над параметрами бурового раствора и т. д.). Скважинный раствор может быть выброшен. В этом случае возможна утечка углеводородов из скважины, возгорание и, в случае несвоевременного расположения, возникновение и развитие пожара. Возможно образование облака ТВС с последующим взрывом. Физический износ, коррозия, механические повреждения, термические деформации оборудования и воздуховодов. При резких перепадах низких внешних температур и высоких технологий влага может взаимодействовать с металлом, что сокращает срок службы оборудования, может привести к аварийной разгерметизации и выбросу опасных веществ в окружающую среду, взрывам и пожарам. На основании анализа неисправностей и аварий можно сделать вывод, что коррозионное разрушение при достаточно прочной конструкции ПВО и устьевого оборудования обнаруживается еще на этапе опрессовки оборудования и не приводит к серьезным последствиям. Однако в случае преждевременного опрессовки такая авария возможна Прекращение подачи энергоресурсов: Опасности, связанные с прерыванием подачи энергии (гидравлической жидкости к противовыбросовому превентору), связаны с тем, что это может привести к отказу устройства. На основании анализа неисправностей и аварий можно сделать вывод, что прекращение подачи энергоресурсов не имеет серьезных последствий, так как система дублируется ручным управлением превенторами. Однако в случае досрочного возобновления подачи энергоресурсов может возникнуть аварийная ситуация. Внешние воздействия: Опасности, связанные с внешними воздействиями, маловероятны, но они могут привести к разгерметизации устья скважины, выбросу углеводородов в окружающую среду, взрывам и пожарам. На основании анализа поломок и аварий можно сделать вывод, что при несвоевременном обнаружении ситуации может произойти взрыв и на устье скважины может развиться пожар.

1.3 Источники и характеристики потенциальных опасностей

Рассмотрим следующие сценарии развития аварийной ситуации. Сценарий С1 – авария на устье скважины Разгерметизация противовыбросового оборудования опасна образованием топливовоздушной смеси (ТВС), взрыва и пожара. Размещение на площадке буровой других сооружений, потребляемых ГСМ (котельная, дизеля силового и насосного блоков, ДЭС) может привести к каскадному развитию аварий с «эффектом домино», в том числе к групповым пожарам. Основными инициирующими факторами в этом случае являются: взрыв топливовоздушного облака углеводородов (воздействие ударно-волнового давления (УВ) на устьевое оборудование с последующим его разгерметизацией и воспламенением, распространение пламени); тепловое воздействие на конструкции буровой установки (с лучистым теплообменом при открытых пожарах углеводородов на ограниченных территориях; с лучисто-конвективным теплообменом из-за неконтролируемого выброса и прямого воздействия горящих углеводородов). Особенностью аварийного выхода из углеводородов в устье скважины является наличие притока углеводородов под давлением из скважины, отток углеводородов высокого давления и увеличение возможности взрывоопасной концентрации углеводородов в воздухе. При непринятии своевременных противопожарных мер возможны вспышка и взрыв газа на устье скважины при наличии источника воспламенения. Источником воспламенения могут быть электрическая искра от оборудования, искры от удара и трения разрушающихся деталей, нагретые поверхности оборудования и т.д. При аварии с разрушением устьевого оборудования на скважине возможен следующий наиболее опасный сценарий: частичная или полная разгерметизация противовыбросового оборудования (фонтанной арматуры)  выброс жидкости и газа в закрытом/открытом пространстве  воспламенение (мгновенное / с задержкой)  пожар с образованием токсичных продуктов горения / испарение и последующий взрыв  тепловое воздействие пожара / воздействие ударной волны на персонал, окружающее оборудование, несущие конструкции  токсическое воздействие на персонал  нарушение герметичности окружающих конструкций  эскалация аварии. Блок-схема возникновения и реализации аварии по сценарию С1 представлена на рисунке 1.3.1. Наиболее характерным сценарием такой аварии является: разрушение (частичное или полное) емкости  истечение нефтепродуктов  образование лужи пролива  испарение нефтепродуктов образование взрывоопасной концентрации паров нефтепродуктов в воздухе воспламенение паров нефтепродуктов взрыв паровоздушной смеси  разрушение рядом стоящего оборудования  локализация и ликвидация аварии. Сценарий С3 – авария автоцистерны на площадке слива нефтепродуктов. Разгерметизация автоцистерны с нефтепродуктами опасна образованием пожара пролива и взрыва паровоздушной смеси. Размещение рядом с площадкой слива наземных емкостей с нефтепродуктами (на площадке склада ГСМ) может привести к каскадному развитию аварий с «эффектом домино», в том числе к групповым пожарам. Основными инициирующими факторами при этом являются: 1) взрыв паровоздушных облаков углеводородов внутри резервуара: воздействие давления ударной волны (УВ) на внутренние стенки емкости с последующей ее разгерметизацией и воспламенением; распространение пламени; 2) тепловое воздействие на негорящие емкости: при лучистом теплообмене при открытых пожарах углеводородов на ограниченных площадях; при лучисто-конвективном теплообмене вследствие неконтролируемого выхода и прямого воздействия горящей жидкости. При аварии с разрушением автоцистерны возможен следующий наиболее опасный сценарий: разрушение (частичное или полное) автоцистерны  истечение нефтепродуктов образование лужи пролива испарение воспламенение/взрыв нефтепродуктов  воздействие пожара/взрыва на соседние емкости  воспламенение нефтепродуктов на соседних емкостях. Другой ЧС может быть пожар при воспламенении нефтепродуктов внутри автоцистерны, например, от разряда молнии, искры или трения. Опасные сценарии развиваются по следующей схеме: воспламенение нефтепродуктов в автоцистерне  развитие пожара в автоцистерне  выброс нефтепродуктов из автоцистерны за счет повышения давления  воздействие пожара на соседние емкости  воспламенение нефтепродуктов в соседних емкостях. Проанализировав частоту, тяжесть последствий и степень риска отказов выявили, что наиболее вероятными являются аварии с разрушением емкостей с нефтепродуктами (разрушение автоцистерны или авария емкости с нефтепродуктами), а наиболее опасными, имеющими критические последствия являются аварии, связанные с флюидопроявлениями, выбросами и открытыми фонтанами. Такие аварии угрожают жизни людей, могут привести к потере объекта (ликвидации скважины), наносят ущерб окружающей среде, а также колоссальный материальный ущерб.

1.4 Анализ рисков

Технический риск – комплексный показатель надежности элементов техносферы. Он выражает вероятность аварии или катастрофы при эксплуатации машин, механизмов, реализации технологических процессов, строительстве и эксплуатации зданий и сооружений. где RТ – технический риск, год-1; ∆Т(t) – число аварий в единицу времени t на идентичных технических системах и объектах; Т(f) – число идентичных технических систем и объектов, подверженных общему фактору риска f. По данным статистики Ростехнадзора число идентичных систем и объектов (скважин), подверженных общему фактору риска f, а именно возникновению ГНВП и открытому фонтанированию, составляет 9 198 шт. Анализ аварийности показал, что среднее число подобных аварий составляет 4 аварийных выброса углеводородов из скважины в год. Следовательно, технический риск В настоящее время по международной договоренности принято считать, что действие техногенных опасностей (технический риск) должно находиться в пределах 10-7 – 10-6. Технический риск рассматриваемого объекта выше, следовательно, необходимо принятие решений по его снижению. Оценку индивидуального риска проводят на основе построения логической схемы, в которой учитывают различные инициирующие события и возможные варианты. В качестве возможных исходов рассматриваются: А1 – мгновенное воспламенение истекающего продукта с последующим факельным горением; А2 – мгновенного воспламенения не произошло, авария локализована; А3 – мгновенного воспламенения не произошло из-за отсутствия источника зажигания; А4 – возгорание облака ТВС с образованием огненного шара; А5 – сгорание облака парогазовоздушной смеси с развитием избыточного давления в открытом пространстве (взрыв). Вычислим значения статистической вероятности каждой ветви «дерева событий»: А1 = Р1 · Р1.1 · Р1.2 = 1· 0,05 · 0,05 = 0,0025; А2 = Р1 · Р2.1 · Р2.2 · Р2.4 = 1· 0,95 · 0,45· 0,35 = 0,15; А3 = Р1 · Р2.1 · Р2.2 · Р2.5 = 1· 0,95 · 0,45· 0,1 = 0,04; А4 = Р1 · Р2.1 · Р2.3 · Р2.6 = 1· 0,95 · 0,5· 0,1 = 0,05; А5 = Р1 · Р2.1 · Р2.3 · Р2.7 = 1· 0,95 · 0,5· 0,4 = 0,19. Произведем расчет вероятности Q(Ai) реализации каждого из рассматриваемых вариантов логической схемы. Q(Ai) = Рсоб · Q(Ai)ст, где Рсоб – вероятность аварийного выброса углеводородов из скважины, Рсоб = 4,348 · 10-4 (год-1); Q(Ai)ст – статистическая вероятность развития i-й ветви логической схемы Факельное горение: Q(A1) = 4,348 · 10-4 · 0,0025 = 1,1 · 10-6 (год-1) Локализация аварии: Q(A2) = 4,348 · 10-4 · 0,15 = 2,3 · 10-5 (год-1) Отсутствие источника зажигания: Q(A3) = 4,348 · 10-4 · 0,04 = 1,9 · 10-6 (год-1) «Огненный шар»: Q(A4) = 4,348 · 10-4 · 0,05 = 2,2 · 10-5 (год-1) Взрыв ТВС: Q(A ) = 4,348 · 10-5 · 0,19 = 8,3 · 10-55 (год-1) В качестве вероятностного поражения людей и (или) зданий и сооружений используется понятие пробит-функции (probit-function) Рr, которая в общем случае описывается формулой: Рr = a – b  ln(S) где а и b – константы, зависящие от степени поражения и вида объекта; S – интенсивность воздействующего фактора. Для поражения человека УВ пробит-функция имеет вид: Pr = 5,0 – 0,26  ln(V) V = (17500/∆p)8,4 + (290/i)9,3, где ∆p – избыточное давление УВ, Па; i – импульс УВ, Пас. Пробит-функция поражения человека тепловым излучением определяется следующим образом: где t – эффективное время экспозиции, с. Величина эффективного времени экспозиции t может быть вычислена по формулам Для «огненного шара»: Для факельного горения: где m – масса горючего, участвующего в образовании «огненного шара», кг; t0 – характерное время, за которое человек обнаруживает пожар и принимает решение о своих дальнейших действиях, с (обычно принимается 5 сек); Х – расстояние от места расположения человека до безопасной зоны (зона, где интенсивность теплового излучения меньше 4 кВт/м2); U – средняя скорость движения человека к безопасной зоне, м/с, (5 м/с). В качестве критериев годовых индивидуальных рисков применяются следующие показатели Re [11]: менее 5 · 10-5 – область пренебрежимо малых рисков, мер по их снижению не требуется; степень риска – низкая; от 5 · 10-5 до 1 · 10-3 – область, требующая принятия определенных мер по их снижению с учетом экономической целесообразности; степень риска – средняя; более 1 · 10-3 – область недопустимо высокого индивидуального риска; степень риска – высокая. Сравнив полученные значения индивидуального риска с критериями приемлемого риска, выявили, что степень риска объекта – средняя, необходимо принятие мер по снижению рисков с учетом целесообразности.

2 Разработка инженерно-технических мероприятий по обеспечению безопасности при газонефтеводопроявлениях

2.1 Организационные мероприятия

При бурении в интервале ниже 1 330 м возможны газопроявления. В целях предупреждения возможных выбросов при проводке скважины необходимо соблюдать требования безопасности, указанные в инструкциях: Инструкция по предупреждению газонефтепроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности. РД 08-254-98; Инструкция по организации и безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов на объектах нефтяной отрасли. Госгортехнадзор. 22.0519.95 г.; Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03. На буровой необходимо иметь в обязательном порядке следующую документацию по противофонтанной безопасности: паспорта на ПВО, колонную головку, вакуумный дегазатор; график проведения учебных тревог «выброс» (1 раз в 2 недели); фактическую схему обвязки устья скважины ПВО; перечень мероприятий по безаварийной проводке скважины; инструкцию по практическим действиям буровой бригады в случае возникновения газопроявлений; план на вскрытие продуктивных горизонтов и дальнейшее бурение скважины; перечень мероприятий по предупреждению истирания промежуточных колонн, несущих противовыбросовое оборудование.

2.2 Инженерно-технические мероприятия

Для своевременного обнаружения ГНВП, которые могут перейти в более серьезную аварию – открытый фонтан, используют такие технические средства как уровнемеры и газоанализаторы. Данные технические средства позволяют усилить контроль за параметрами промывочной жидкости, что позволяет как можно быстрее заметить возникновение ГНВП и принять все необходимые меры по его ликвидации. Буровой раствор обычно хранится в прямоугольных стальных емкостях, типичный объем которых составляет около 30 м2. Такие емкости являются неотъемлемой частью циркуляционной системы бурового раствора. Насосами раствор закачивается в бурильную трубу, а затем выкачивается обратно на поверхность, унося с собой выбуренную породу. Измерение уровня бурового раствора крайне важно для управления буровой установкой. Суммарный объем жидкости непрерывно контролируется. Его увеличение означает, что в пласте присутствует нефть, вода или газ. Уменьшение суммарного объема бурового раствора указывает на потерю раствора в пласте. Обе этих ситуации весьма опасны и могут привести к неожиданному фонтанированию скважины. Буровой раствор активно перемешивается и содержит большое количество взвешенных частиц, что делает применение поплавковых и магнитострик-ционных уровнемеров нецелесообразным. Уровень раствора изменяется чрезвычайно быстро и для его контроля необходима технология, позволяющая проводить мониторинг в режиме реального времени. Для своевременного принятия необходимых мер система циркуляции должна обеспечивать высокоточное оперативное отслеживание изменений суммарного объема бурового раствора [1]. Для решения данной задачи можно использовать ультразвуковой уровнемер OPTISOUND 3030 C. Преимущества: быстрый отклик – время отклика на изменение уровня бурового раствора менее 1 секунды; взрывозащищенное исполнение – конструкция уровнемера позволяет использовать его во взрывоопасной зоне, что подтверждается международными сертификатами; бесконтактный метод измерения жидкостей в открытых каналах; литой алюминиевый корпус – конструкция уровнемера обеспечивает высокий уровень защиты от воздействия окружающей среды; высокая точность – точность измерения уровня составляет 0,25 % от диапазона, что выше точности большинства уровнемеров. Так же повысить уровень контроля можно с помощью газосигнализаторов. Их задача – подать звуковой сигнал, при обнаружении в буровом растворе газа. Для данной цели можно использовать суммарный газоанализатор «КОЛИОН-1В-02» [1]. Газоанализатор зарегистрирован в Госреестре средств измерений РФ под № 16298- 2 Разрешение Госгортехнадзора РФ на применение № РРС 04-4287.Предназначен для измерения содержания паров углеводородов нефти и нефтепродуктов и других вредных соединений, а также оксида углерода в воздухе рабочей зоны. Он предназначен для непрерывного измерения суммарной концентрации горючих газов в газовоздушной смеси (ГВС), транспортируемой от желобного дегазатора бурового раствора в станцию ГТИ. Газоанализатор КОЛИОН-1В-02 содержит два газовых датчика термокаталитического типа, блок электромагнитных клапанов, источник стабилизированного питания, плату преобразования и управления, измерительный модуль АЦП, ротаметры для контроля заданного расхода воздуха и ГВС. Особенностями прибора являются высокая чувствительность (от долей ПДК рабочей зоны). Широкий диапазон измеряемых концентраций (до 5 % НКПР для ФИД).Быстродействие. Отсутствие необходимости в расходуемых материалах, дополнительных газах и градуировки в межповерочном интервале. Взрывобезопасное исполнение. Автоматический контроль разряда блока аккумуляторов. Отсутствие эффекта «памяти». Возможность селективного измерения оксида углерода в присутствии органических компонентов. Наличие сигнализации о превышении заданного уровня концентрации, измеряемая концентрация регистрируется в цифровом виде на жидкокристаллическом индикаторе. Небольшие размеры и масса. В газоанализаторе установлены два детектора: фотоионизационный (ФИД) – для измерения содержания нефти и нефтепродуктов и других вредных веществ, и электрохимический – для селективного измерения оксида углерода.

Заключение

Обеспечение безопасной работы в нефтегазовой отрасли — актуальная проблема. В работе предусмотрен комплекс технических средств и технологических приемов, обеспечивающих безаварийное бурение, в том числе контроль параметров бурового раствора, дозаправка скважины, установка ПВО, режим спуска бурильной и обсадной колонн. Работой предусмотрен комплекс мероприятий по раннему обнаружению ГНВП. Соблюдение запланированных мероприятий, как технических, так и технологических, при их правильном исполнении практически исключает возникновение сложных аварий, связанных с демонстрациями и открытыми фонтанами, то есть риск становится минимальным. Проанализировав частоту, тяжесть последствий и степень рисков отказов выявлено, что наиболее вероятны аварии с разрушением емкостного оборудования с нефтепродуктами, а наиболее опасными, имеющими критические последствия – аварии, связанные с открытыми нефтегазовыми фонтанами и ГНВП. Оценка риска наиболее опасной аварийной ситуации показала, что уровень риска объекта средний. Необходимы меры по снижению рисков с учетом их жизнеспособности. Количественная оценка риска после измерений показала, что уровень риска объекта низкий и никаких мер по его снижению не требуется. Поэтому поддержание бурового оборудования, инструментов и контрольного оборудования в хорошем состоянии, а также постоянный мониторинг процесса бурения, включая использование геолого- технологической станции контроля, являются основными рекомендациями по снижению риска бурения планируемой скважины. 28

Литература

1 ГН 2.1.7.2041-06. Предельно допустимые концентрации (ПДК) химических веществ в почве. – М. : Минздрав России, 2006 – 84 с. 2 Горбатиков В. А., Соколов С. М. Проблемы обустройства нефтяных месторождений в условиях Крайнего Севера / В. А. Горбатиков, С. М. Соколов // Нефтяное хозяйство. – 2008 – №5. – С. 19-21. 3 Филимонова И. В. Стратегия развития нефтегазового комплекса Восточной Сибири и Дальнего Востока / И. В. Филимонова // Современные процессы в российской экономике : сб. науч. тр. ИЭОПП СО РАН. – Новосибирск, 2011 – С. 20-35. 4 Дополнение к технологической схеме разработки Ванкорского месторождения, ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть». – Красноярск, 2009 5 Дополнение к технологической схеме разработки Ванкорского месторождения, ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть». – Красноярск, 2015 6 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности : ПБ 08-624-03: введ. с 01.09.03. – СПб. : «Дизайн-@», 2004 – 188 с. 7 Правила пожарной безопасности в Российской Федерации : ППБ 01-03: введ. с 15.04.2003 – М. : «Альфа-М», 2009 – 35 с. 8 РД 08-245-98. Инструкция по предупреждению гезонефтепроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности : утв. Приказом МЧС РФ от 05.07.1998 № 194 – М. : «Интегра», 1998 – 17 с. 9 РД 03-409-01. Методика оценки последствий аварийных взрывов топливно- воздушных смесей : утв. Постановлением Ростехнадзора РФ от 26.06.2001 № 63 – М. : «Альфа-М», 2001 – 20 с. 10 РД 03-496-02. Методические рекомендации по оценке ущерба от аварий на опасных производственных объектах : утв. Постановлением Ростехнадзора РФ от 29.10.2002 № 63 – М. : «Аргус», 2002 – 16 с. 11 РД 08-492-02. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов : утв. Постановлением Ростехнадзора РФ от 01.02.2022 № 3 – М. : «Аргус», 2002 – 11 с.