Ликвидация аварий на подводных переходах магистральных нефтепроводов. Нефть ликвидация аварии


Ликвидация аварий на подводных переходах магистральных нефтепроводов.

Способ ремонта трубопровода подводного перехода магистрального нефтепровода (ППМН) выбирается в зависимости от вида и характера повреждения.

Ремонт свищей и трещин на поперечных швах нефтепровода может осуществляться применением временного метода с установкой обжимной или галтельной муфт.

При разрушении металла трубы, сварного шва ремонт трубопровода должен проводиться с заменой дефектного участка.

Для ликвидации аварий на ППМН, с разгерметизацией нефтепровода и выходом нефти, необходимо:

- остановить перекачку нефти;

- закрыть береговые задвижки и отключить аварийный участок нефтепровода;

- установить ограждения, препятствующие распространению нефти в водном объекте, и организовать сбор разлившейся нефти[27];

- определить место и характер повреждения ППМН;

- определить объемы ожидаемой утечки;

- организовать доставку людей и технических средств к месту аварии;

- организовать ремонт поврежденного (разрушенного) участка ППМН одним из способов, указанных ПЛА;

- испытать отремонтированный участок нефтепровода.

При поступлении сообщения о появлении нефти на водной поверхности, берегах водного объекта диспетчер РДП должен немедленно остановить перекачку, направить на место расположения ППМН группу патрулирования АВС для определения места выхода нефти (утечка из резервной или основной нитки ППМН), изучения ситуации. При необходимости на судоходных реках должны быть приняты меры по предупреждению судов об опасности.

Диспетчер в случае выхода нефти из основной (резервной) нитки ППМН, по согласованию с руководством РНУ (УМН) и диспетчером ОАО МН, вводит в работу резервную (основную) нитку, отключив аварийную нитку, путем переключения береговых задвижек. При возникновении аварии на ППМН во время работы обеих ниток, диспетчер должен остановить перекачку нефти, отключить нитки закрытием задвижек и принять меры по определению места аварии. Перекачка нефти должна быть возобновлена по исправной нитке.

На место аварии немедленно направляются подразделения АВС и водолазные бригады участков подводно-технических работ.

Подразделения АВС, прибывшие на место аварии, должны выставить предупреждающие знаки и принять меры по ограждению и охране места выхода нефти.

В ПЛА для каждого ППМН должны быть приведены зоны возможного распространения нефтяного загрязнения и даны рекомендации по локализации и сбору нефти с поверхности реки или водоема.

Зоны возможного распространения нефтяных загрязнений для каждого конкретного ППМН, эксплуатирующегося в системе магистральных нефтепроводов, определяются при проведении учений по локализации и ликвидации последствий возможных аварий на ППМН или методами экспериментальной гидрологии на масштабных лабораторных моделях.

Основными факторами, определяющими скорость и направление распространения нефтяного загрязнения по водной поверхности, являются:

- скорость течения реки на участке русла в створе ППМН, а также в прилегающих рукавах реки;

- профиль трассы нефтепровода ППМН;

- рельеф береговой зоны на участке ППМН, рельеф дна реки, наличие береговой и донной растительности;

- гидрометеорологические и климатические условия в момент возникновения и в период ликвидации аварии;

- характер повреждения стенки нефтепровода ППМН;

- объем утечки нефти из поврежденного участка.

При определении возможных зон распространения нефтяного пятна могут применяться методы математического моделирования с использованием ПЭВМ, которые позволяют получить точную характеристику поведения нефтяного загрязнения, с учетом местной топографии, гидрологических режимов данного водотока и метеорологических условий в зависимости от сезона года, и дать прогноз развития аварийной ситуации для возможной аварии на конкретном ППМН с указанием:

- направления распространения нефтяного загрязнения по водной поверхности в зависимости от координат места повреждения нефтепровода ППМН и объема утечки, а также гидрологических и метеорологических условий;

- характера истечения нефти через толщу грунта и воды.

Задержание и сбор нефти на малых реках и водоемах может осуществляться созданием временных или постоянных запруд или дамб с водоспускными трубами. Конструкции этих запруд и дамб, их места расположения определяются при разработке ПЛА.

Рекомендуемые общие строительные размеры элементов насыпи - дамбы для улавливания нефти на водотоке для обычных условий трассы приведены в РД.

При подготовке и устройстве дамб должно соблюдаться условие:

 

Q1 <= Q2 или F1 *V1 <= F2 *V2 ,

где:

Q1 - расход воды в водотоке, куб. м/сек.;

Q2 - расход воды через трубы, уложенные в "теле" дамбы, куб.м/сек.;

F1 - живое сечение поперечника реки водотока, кв. м;

F2 - сумма живых сечений труб, уложенных в "теле" дамбы, кв. м;

V1 - скорость течения реки до строительства дамбы, м/сек.;

V2 - скорость истечения воды по трубам, м/сек.

Локализация нефти на поверхности водных объектов осуществляется установкой боновых заграждений. Боновые заграждения могут устанавливаться в несколько рядов в зависимости от объема и интенсивности выхода нефти, по возможности, они должны полностью перекрывать русло реки, с учетом различных факторов. Применяются боновые заграждения различных конструкций в соответствии с РД 153-39.4Р-125-02*. На мелких реках, на заранее выбранных и подготовленных местах, могут быть использованы также специальные маты из соломы, камыша, бревен и т.п. Уловленную нефть направляют вдоль ограждения к нефтесборщикам или к берегу для последующей откачки.

В настоящее время отечественной и зарубежной промышленностью для локализации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов выпускается свыше 200 разновидностей боновых заграждений. Такое многообразие нефтеудерживающих бонов вызвано различием технологических задач, решаемых с использованием данного оборудования, а также ландшафтными и климатическими условиями их применения. Выпускаемые промышленностью боны различаются формой, внутренним устройством, конструкционными материалами, размерами, техническими параметрами и технологическим назначением, ценой. Для того чтобы осуществить выбор оптимальной конструкции боновых заграждений, необходимо исходить из конкретной технологической задачи, стоящей перед предприятием.

Из всего многообразия боновых заграждений можно выделить пять основных типов бон, а именно: ленточные, щитовые, трубчатые, многотрубчатые и сложнотрубчатые боны.

Ленточные боны отличаются наличием ровной, плоской по всей длине заграждения, нефтеулавливающей поверхности с грузами в ее нижней части и поплавками, крепящимися односторонне (реже двусторонне) к ее верхней части. !3 водоемах образуют ровную, жесткую по всей длине нефтеудерживающую поверхность. Состоят из секций длиной от 5 до 30 метров. Нефтеудерживающие секции состоят из нефтеулавливающих пластин, выполненных из высокопрочных полимерных материалов (полиэтилена, полихлорвинила, полиуретана и др.). Общая высота секций может варьироваться от 300 до 1000мм.

Применяют в качестве концентрирующих неподвижных и подвижных заграждений в условиях открытых и закрытых акваторий с минимальным уровнем волнового воздействия.

В России боны данной группы выпускают под марками: «Рубеж-50» - 000 «Экосервиснефтегаз»; боны постоянной плавучести - ОАО «Ярославрезинотехника». За рубежом наиболее известны: «Cube boom» - «Global Spill Control», Австралия; «Hoyle Prоtеktоr», «Hoyle» - «Vikoma International Ltd», Великобритания; «RO-Fence»­«RO-Clean desmi», Дания; «Permanense Boom» - «Elastec American Маrine», Дания - США.

Щитовые боны имеют множество поплавков квадратной (прямоутольной) формы, расположенных вертикально относительно поверхности воды, с расположенными между ними мягкими межпоплавковыми пространствами. Это позволяет формировать из них заграждения любого вида и формы, компактно складывающихся на воде и суше.

Секционные боны имеют замкнутую оболочку, в жестком (металл, полиэтилен и др.) или мягком (полиэфирная ткань, дублированная ПВХ; нейлоновая ткань, дублированная полиуретаном и др.) исполнении. Поплавковые камеры жестких бонов заполнены воздухом и имеют газоспускные клапаны. В мягких боновых заграждениях поплавки квадратной или прямоугольной формы заполнены вспененным материалом (пенопласт, полиэтилен, фиброгласс и др.).

Балласт выполнен из оцинкованных или оксидированных цепей. Используют в замкнутых, защищенных от ветра и волн акваториях портов и нефтеналивных терминалов.

Щитовые боны известны под марками: «Барьер-П» - 000 «Экосервиснефтегаз», Россия; Боны ПП - ТО «Северное море», Россия; «Fепсе Boom» - «Global Spill Control», Австралия; «Махimax» - «Elastek American Маrinе», Дания-США; «Troilboom GP-S» - RO-Clean Desmi, Дания.

Трубчатые боны имеют объемные, расположенные горизонтально относительно поверхности воды поплавковые камеры, в сечении имеющие форму круга, прямоугольника, ромба. Боны данного типа образуют нефтеудерживающий барьер с повышенной устойчивостью

в потоке к волновому и ветровому воздействию.

По своим прочностным параметрам эти боны мало отличаются от щитовых боновых заграждений. У трубчатых бонов прочность на разрыв составляет от 11,7 до 245 кн, устойчивость в потоке - до 0,5 ... 1,7 м/с. Высокая эффективность их эксплуатации достигается даже при скорости ветра до 5 ... 15 м/с и волнении водной поверхности до 3 баллов.

Трубчатые боны рекомендуют к применению в открытых акваториях рек, водохранилищ, озер и морей, для использования их в качестве удерживающих. Возможно также использование их и в качестве концентрирующих и берегозащитных.

Известная финская компания «Lamop» (Lamop Corporation Аb) производит три вида надувных бон. Ультралегкие боны изготавливают из полипропилена, защищенного от ультрафиолетовых лучей, и выдерживают нагрузку на разрыв 19,6 кн. Легкие нефтеограждающие боны «Lamor Light 500, Lamor Light 750, Lamor Light 100» выполнены из РVС/нитрила с нанесенным полиэтиленовым покрытием, устойчивым к нефти и солнечному свету. Тяжелые нефтеограждающие боны «НОВ 900, НОВ 1200, НОВ 1500, НОВ 1500S» предназначены для использования в открытом море и на реках с сильным течением, поэтому требования к их надежности довольно высокие. Изготавливают их из двух слоев синтетической ткани, завулканизированной между тремя слоями резины, устойчивой к воздействию нефтепродуктов. Соединительные секции, ребра жесткости, балластные стальные пластины и троса обеспечивают работоспособность бон на волне до 3 метров, скорости ветра до 20 м/сек и течении до 3 узлов.

В России трубчатые боны производят под следующими марками: боны металлические «ДУ 500» - ОАО АК «Транснефть», «БИПП-3б83» - ВРЦАЭО, «C-БОО» - ЦБПО ОАО «Приволжские МН»; «Б3-10» - ТОО «Лессорб», «Барьер» - 000 «Экосервис­нефтегаз», «БНУ» - ЭПТЦ МНИИЭКО ТЭК, надувные боны - ТОО «Северное море», «УЖ-2М» - ТОО НПП «Нефтетранстехника», боновые заграждения (речной вариант) - ОАО «Ярославрезинотехника».

3а рубежом выпускают под марками: «Curtain Вооm», «Ваrrel-О­Вооrn», «Нi-Seas», «Mini Air Вооm» - «Global Spill Control», Австралия; «Hi Sprint» - «Vikoma» (Vikoma International Ltd), Великобритания; «RO-Sweep», «RO-Boom» - «RO-Clean Desmi», Дания; «Super Swamp Вoom», «Mini Мах», «Simplex», «Opti Мах», «Maxi Мах», «Super Мах», «Air Мах» - «Elastec American Магше», Дания - США; «Inflatable Вооms» - «Oil Stop LLC», США.

Многотрубчатые боны отличаются тем, что нижняя часть секций у них выполнена в виде одной или двух мягких пустотелых секций, заполняемых при эксплуатации водой. Вследствие этого боны получили название «гидробалластные».

Для бонов данного класса характерна мягкая оболочка, выполненная из полимерно- (резино-) тканевых материалов, образующих две (три) камеры. Верхние камеры, являющиеся поплавковыми, заполняют воздухом через клапан или имеют постоянную плавучесть вследствие их заполнения легким вспененным материалом, а нижние, гидробалластные, камеры заполняют водой через гидроклапан.

Технологической особенностью данного класса бонов является их повышенная устойчивость к воздействию волн и ветра. Эффективное применение многотрубчатых бонов возможно при волнении водной поверхности до 5 баллов и скорости ветра до 25 м/сек при их сравнительно небольшом весе, составляющем 1,1 ... 5,4 кг/м''.

Данная группа боновых заграждений является земноводной, т. е. может быть использована как в условиях открытых акваторий, так и прибрежной полосы водоемов, болот и суши.

В России выпуском многотрубчатых бон занимаются: ТОО «Северное море» - приливные боны, ЭПТЦ МНИИЭКО ТЭК - «БНУ -400УП», «БНУ -600УП», «БНУ -800УП». За рубежом многотрубные боны выпускают: «Global Spill Control», Австралия - «Dura Вооm 500 Tidal»; «Vikoma Iпtеrnаtiоnаl Ltd», Великобритания - «Guardian», «Shore Guardian», «Sentinel»; «RO-Clean Desmi», Дания­«Tundra Guard Вооm» «Global Spill Control»; «Elastec-American Marine», Дания-США – «Tundra Guard Boom», «Tidal Barrier Boom».

Следует отметить, что часть трубчатых и многотрубчатых бон предназначена для реализации сорбционного и сорбционно-механического способа локализации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов. Сорбционные боновые системы отличаются от вышеописанных бонов наличием у них сетчатой или ячеистой наружной оболочки, способной пропускать через свою поверхность нефтяные загрязнения, и присутствием внутри бонов абсорбентов, обладающих высокой поглотительной способностью.

В качестве сорбентов в основном применяют волокнистые материалы, изготовленные на основе природных сфагновых мхов, хлопка, целлюлозного волокна, шерстяного волокна, полипропиленового волокна и др. Отсутствие у данных бонов силовых элементов определяет невысокий уровень их прочностных характеристик. Данные боны легкие. Масса одного погонного метра составляет от 0,2 до 7,2 кг. Длина стандартных секций бонов составляет от 1,2 до 10,0 м. Соединение секций между собой осуществляют путем связывания концов бонов. Сорбционная емкость данных бонов составляет от 2,8 до 50,0 кг/по м.

Основными областями применения трубчатых сорбционных бонов являются концентрирование и сбор незначительных по площади нефтяных загрязнений на водной поверхности и грунте, защита береговой зоны.

К сорбционным бонам относят: Россия - БСС-10, БС-З, БС-5, МБС-l,5, МБС-З - «Лессорб»; БС-90 - ЭПТЦ МНИИЭКО ТЭК; БИПП-С - ВРЦАЭО, Россия; 3 М-270, МВ 4 - «Abzorbit», США; Skore Вооm - «Elastec Inc./American marine Inc.», США; Е 510 - «Alphasource», США; OWB 5 - «Аrcus Absorbents», Канада.

Локализацию и ликвидацию аварийных разливов нефти и нефтепродуктов на водоемах очень часто осуществляют в условиях, при которых опасность возникновения возгорания нефтезагрязнений очень высока. Особенно это касается аварийных разливов сырой нефти и нефтепродуктов с большим содержанием легколетучих фракций. Для этих целей разработаны огнестойкие боны, которые могут осуществлять свои технологические функции в условиях прямого контакта с горящей нефтью.

В пассивных нефтесборщиках перемещение нефтяной пленки к нефтесборному узлу осуществляется путем ее пассивного перемещения вместе с поверхностным слоем воды. Движение поверхностного слоя воды к нефтесборщику может быть обусловлено непосредственно током движения воды в водоеме или создаваться искусственно за счет его откачки. По принципам устройства нефтезаборного узла в составе пассивных нефтесборщиков можно выделить пороговые нефтесборщики и лотковые нефтесборщики.

К пассивным пороговым нефтесборщикам относят: НС-2, НС-4, НС-5, НС-б - ООО «Лессорб», Россия; Desmi Mini-Max, Desmi Теrrapin, Desmi Tarantula, Desmi Termite, Desmi Terminator, Ro-skim 1500, Ro-skim 2000 - «Ro-Clean Desmi», Дания - Великобритания; Mini Skimmer, Micro Skimmer, Mini Well Skimmer, Micro Well Skimmer - «Foilex», Швеция; Mini Fasflo Skimmer, Fasflo Skimmer - «Vicoma», Великобритания и др.

Лотковыми нефтесборщиками являются: СПМ-I0 - ЭПТЦ МНИИЭКО ТЭК, Россия и Combi Skimmer - «Gabeg», Германия.

Отличительной особенностьюактивных нефтесборщиков является то, что перемещение нефтяной пленки к нефтесборному узлу обеспечивается непосредственно самим нефтесборщиком.

Для начала работы активных нефтесборщиков необходим первичный контакт пленки нефтезагрязнения с нефтезаборным узлом. В составе нефтесборных узлов оборудования предусмотрены подвижные элементы, выполненные в виде барабанов, дисков, лент и элементов других форм, с гидрофобной, как правило, поверхностью, вследствие чего они легко смачиваются углеводородными жидкостями. При вращательном движении подвижных элементов нефтяная пленка смачивает их поверхность и поднимается выше уровня воды, откуда впоследствии удаляется посредством специальных нефтесъемных пластин, барабанов и т. п. Собранные таким образом нефтяные загрязнения, отделенные от воды по лоткам, направляются в зону откачки. Активные нефтесборщики предназначены для сбора нефтезагрязнений с поверхности водохранилищ, рек, озер, прудов, непроточных водоемов, болот, технологических водоемов и резервуаров.

Особую группу составляют вихревые и вакуумные нефтесборщики. Вследствие специфики их принципиального устройства, обусловленного всасыванием нефтепродуктов вместе с поверхностным слоем воды, как правило, в их состав входят приемно-разделительные емкости. В данных емкостях происходит разделение фаз с возвратом воды в водоемы. Однако, в отличие от пассивных нефтесборщиков, в связи с отсутствием активного перемешивания при транспортировке в шлангах, сбрасываемые воды имеют минимальный уровень загрязнения и не оказывают существенного влияния на общий уровень загрязнения водоемов.

Примером активных нефтесборщиков явлются модели Mini, Mini Мах, TDS-1l8, TDS-136, Magnum 100, Magnum 200 фирмы «Elastec» в США и НБ-I фирмы ОАО «СЗМН», СПМ-IО фирмы ЭПТЦ МНИИЭКО ТЭК в России.

К активным ленточным нефтесборщиком относят - УАСН-300М и УСН-250МА фирмы ЭПТЦ МНИИЭКО ТЭК, Россия.

Наиболее широко известны активные дисковые нефтесборщики группы «Vikoma» из Великобритании: системы «Кеbab» - «Кеbab 1500», «Кеbab 2000», «Кеbab Т5», «Кеbab Т14FLТ», производительностью сбора соответственно 1,5, 2, 5, 14 м³/час; системы «Коmara» -«Коmara 12К», «Коmara 30», «Sea Skimmer 50», «Sea Deevial», «Sea Skimmer 100», производительностью сбора соответственно 12, 30, 50, 67, 100 м³/час; «Коmex» во Франции и УСН-0003 фирмы ИНБАС в России.

Примером активных вакуумных нефтесборщиков является легкий нефтесборщик НСМВ-5 фирмы ИПЭБ в России.

Активные ершовые нефтесборщикиизготавливают под марками Moppet, ОМ и Seamop фирмы «Ro-Clean Desmi» в Дании - Великобритании и Bucket Skimmer фирмы «Lamor» в Финляндии.

Щеточные нефтесборщики «Lamor Mini Мах 10», «Lamor Mini Мах 20», «Lamor Mini Мах 30» финской компании «Lаmоr» являются легкими, портативными нефтесборщиками, предназначенными для удаления нефтепродуктов в ямах, канавах, прудах, акваториях портов. Характерной особенностью скиммеров данного типа является наличие в них жестко щеточных дисков.

Способы и места установки заграждений и объемы подготовительных мероприятий, с учетом местных условий и времени года, должны быть предусмотрены в ПЛА для ППМН и отработаны на учениях по ликвидации аварий на ППМН.

С поверхности воды нефть следует собирать нефтесборщиками или откачивать ее насосами (в смеси с водой) в специальные емкости (земляные амбары, резинотканевые емкости), устраиваемые на берегу, с целью последующей ее утилизации.

Объемы емкостей и способы утилизации собранной нефти также определяются при разработке ПЛА.

Места устройства заграждений на водотоках, определенные согласно ПЛА, уточняются ответственным руководителем по ликвидации аварий, с учетом конкретных обстоятельств в каждом случае, с таким расчетом, чтобы ко времени подхода головной части нефтяного пятна были закончены работы по сооружению заграждений.

Ремонтные работы.

До начала ремонтных работ водолазы должны обследовать ППМН, уточнить место и характер повреждения нефтепровода, после чего ответственным руководителем по ликвидации аварии определяется способ ремонта.

Ремонт ППМН, в зависимости от вида аварии, конкретных условий, технической оснащенности, времени года, может проводиться с подъемом или без подъема нефтепровода на поверхность воды, а также в огражденном от водной среды котловане.

Ремонт нефтепровода с подъемом на поверхность воды (льда) проводится по специально разработанному проекту.

Ремонт нефтепровода без подъема его на поверхность проводят в случаях, если необходимо: установить заиливатели, хомуты, зажимы, муфты; дозаглубить нефтепровод; провести сварку в камере или непосредственно в водной среде; заизолировать нефтепровод полимерной пленкой и т.д.

Ремонт нефтепровода без подъема может быть выполнен под водой ("мокрый" способ) или под защитой специальных устройств (кессонов, камер), обеспечивающих проведение работ "сухим" способом.

До начала сварочных работ в кессоне, камере ППМН должен быть освобожден от нефти и заполнен водой или загерметизирован с целью предотвращения поступления взрывопожароопасных и отравляющих газов к месту проведения работ.

При разработке ПЛА на ППМН необходимо использовать типовые технологические карты и предусматривать наиболее рациональные и эффективные приемы выполнения ремонтно-восстановительных работ.

Похожие статьи:

poznayka.org

Ликвидация последствий аварии

После завершения АВР и пуска нефтепровода в работу силами и средствами АВС, согласно разработанному Плану, должны быть устранены последствия аварии.

В состав Плана должно входить следующее:

- способы и методы откачки и закачки собранной нефти, разлитой вследствие аварии;

- способы уборки остатков нефти из ям, амбаров, замазученности территории;

- методы утилизации собранных остатков с сорбентом, торфом, соломой или шламов и места расположения специальных пунктов для сбора и утилизации нефтяных загрязнений;

- работы по демонтажу временных нефтепроводов с арматурой, сборных или резиновых емкостей для сбора нефти, оборудования, жилых вагончиков и других сооружений;

- виды и способы работ по восстановлению земельных площадей, участков и объемы работ по рекультивации земель;

- способы удаления и очистки от нефти надземных и подземных вод при их заражении;

- способы удержания и очистки попавшей под лед нефти при авариях;

- оценка степени загрязнения земель, водных объектов и атмосферы в результате аварии;

- проект и график восстановления объектов, разрушенных от взрыва или пожара в результате аварий.

В зависимости от последствий аварий, вида предстоящих работ Планы ликвидации последствий аварий могут быть согласованы с Ростехнадзором, природоохранными и противопожарными органами.

Закачка нефти из ям-накопителей в магистральный нефтепровод проводится по временному нефтепроводу передвижными насосными агрегатами типа ПНА-1, ПНА-2, ПНУ-1, ПНУ-1М или другими высоконапорными агрегатами.

Оставшаяся замазученность территории, земли, водной или ледовой поверхности ликвидируется следующими способами.

1. После откачки нефти из ям-накопителей, амбаров, запруд на поверхность оставшейся в них нефти, которую невозможно откачать, наносится сорбент (торф, солома, опилки и т.д.), количество которого определяется с учетом его поглощающей способности. После пропитывания сорбента нефтью его собирают и вывозят на специальные пункты для утилизации. Если сорбент не впитал с поверхности почвы всю нефть, операцию повторяют.

2. Нефть, разлившаяся по поверхности земли, покрытой снегом и снежной массой, должна быть собрана в сборные котлованы для откачки или вывезена в очистные сооружения ближайшей НПС. Остатки нефти с землей должны быть собраны и вывезены на пункты утилизации, а участок земли подвергнут рекультивации согласно РД 39-00147105-006-97.

3. Тонкие слои нефти, оставшейся на поверхности воды после сбора нефтесборщиками, нефть, оставшаяся в лагунах, рукавах, заливах, убираются сорбентами. Остаточные нефтяные загрязнения, нефть, оставшаяся на плесах, берегах, между растительностью, смываются водой, собираются на поверхности воды между берегом и боновыми заграждениями, затем убираются с помощью сорбентов, которые наносятся на водную поверхность и после пропитывания остаточной нефтью собираются и вывозятся на специальные полигоны, где утилизируются или сжигаются.

4. Нефть, разлившаяся по поверхности льда, должна быть собрана механизированным или ручным способом и вывезена в котлованы или ближайшую НПС.

Нефть, попавшая под лед, должна быть собрана нефтесборщиками и вывезена. Оставшаяся нефть после уборки со льда и из-подо льда, по согласованию с экологическими и противопожарными органами, может быть уничтожена путем сжигания. Несожженная часть загрязненных нефтью остатков льда (и снега) должна быть вывезена для утилизации в специально отведенные места.

Возможные способы сбора и ликвидации остатков нефти, с учетом различных ситуаций и климатических условий, должны быть предусмотрены в Планах ликвидации возможных аварий на линейной части или на подводных переходах МН.

При ликвидации последствий аварии запрещается:

- засыпать ямы-накопители и дренажные канавы до полной откачки из них остатков нефти;

- вывозить почву, загрязненную нефтью, в отвалы, не отведенные для этих целей;

- сжигать неоткачанную из амбаров (котлованов) нефть.

Сжигание остатков нефти может проводиться, как исключение, при уборке остаточных нефтяных загрязнений на поверхности болот, пойменных (камышовых) и береговых участков (водоемов) по согласованию с местным комитетом экологии и органом пожарной охраны.

Остатки - битумообразные отходы, нефтешламы должны быть собраны и вывезены в специальные пункты для утилизации, а при их отсутствии - в места, согласованные с природоохранными органами.

После завершения АВР должна быть проведена рекультивация земель в соответствии с требованиями инструкции РД 39-00147105-006-97.

Процесс рекультивации земель, нарушенных и загрязненных при аварии на МН, включает:

- удаление из почвы остатков нефти;

- рекультивацию земель (технический и биологический этапы).

Рекультивацию загрязненных нефтью земель следует осуществлять с учетом уровня загрязнения, климатических условий и состояния биогеноценоза. Рекультивация включает два этапа: технический и, при необходимости, биологический.

Техническая рекультивация земель предусматривает планировку, формирование откосов, снятие и нанесение плодородного слоя почвы, устройство гидротехнических и мелиоративных сооружений, а также проведение других работ, создающих условия для дальнейшего использования рекультивированных земель по целевому назначению или для проведения мероприятий по восстановлению плодородия почв (биологический этап).

Биологическая рекультивация включает комплекс агротехнических и фитомелиоративных мероприятий (подготовка почвы, внесение удобрений, подбор трав и травосмесей, посев, уход за посевами) и направлена на закрепление поверхностного слоя почвы корневой системой растений, создание сомкнутого травостоя и предотвращение развития водной и ветровой эрозии почв на нарушенных землях.

В Планах ликвидации возможных аварий для объектов магистральных нефтепроводов должны быть предусмотрены меры по ликвидации последствий загрязнения подземных вод от аварийных разливов нефти, учитывающие специфику конкретных обстоятельств аварий и местные условия.

Похожие статьи:

poznayka.org

Ликвидация последствий аварий с разливом нефти и нефтепродуктов Текст научной статьи по специальности «Общие и комплексные проблемы технических и прикладных наук и отраслей народного хозяйства»

Ликвидация последствий аварий

с разливом нефти и нефтепродуктов

С. Н. Хаустов, начальник кафедры, канд. техн. наук, С. А. Бокадаров, канд. техн. наук, преподаватель,

Р. Ю. Поляков, преподаватель, ФГБОУ ВПО Воронежский институт ГПС МЧС России, г. Воронеж

Согласно плану реализации приоритетных направлений деятельности МЧСРоссии, одним из актуальныхявляется предупреждение и ликвидация разливов нефти и нефтепродуктов на территории субъектов Российской Федерации.

Опыт работы ведущих нефтяных компаний мира свидетельствует, что использование самых прогрессивных технологий добычи нефти и строгое соблюдение требований по безопасности не гарантируют отсутствие аварий. Поэтому одним из основных направлений деятельности по снижению уровня промышленных рисков в нефтедобывающей отрасли является формирование эффективной системы реагирования на аварийные разливы нефти [1].

Основу данной системы составляют силы и средства ликвидации аварийных разливов нефти, которыми должна располагать нефтяная компания в случае возникновения чрезвычайной ситуации.

Российская федерация периодически сталкивается с проблемами аварийного разлива нефти и нефтепродуктов. Понимая актуальность этой проблемы, вопросы ее решения нашли отражения в России в федеральном законе от 21.12.94 № 68-ФЗ (ред. от 01.04.2012 с изменениями, вступившими в силу с 14.04.2012) «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера» [2] и Постановлении Правительства российской федерации от 30 декабря 2003 г. № 794 (ред. от 01.11.2012 с изменениями, вступившими в силу с 20.11.2012) «О единой государственной системе предупреждения чрезвычайных ситуаций» [3]. В данных документах определено проведение целевых научно-практических программ, обеспечение готовности к действию органов управления, сил и средств, предназначенных для предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций, в том числе вызванных разливами нефти и нефтепродуктов.

Дальнейшее развитие этого вопроса получило в Постановлениях Правительства Российской федерации от 15 апреля 2002 г. № 240 «Правила организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории российской федерации» [4] и от 21 августа 2000 г. № 613 (ред. от 15.04.2002) «О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов» [5]. В первом документе определено создание необходимого состава сил и средств ликвидации аварийных разливов нефти по результатам про-

гнозирования последствий аварийных разливов. В соответствии с этим постановлением МЧС Российской федерации разработало комплекс мероприятий, направленных на поддержание в состоянии постоянной готовности сил и средств к ликвидации аварийных разливов нефти. Во втором определено создание планов по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти, в организациях, осуществляющих добычу, переработку, транспортировку и хранение нефти и нефтепродуктов. Проведенный анализ нормативно-правовых документов по вопросам предупреждения и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов показывает, что проработке данного вопроса еще необходимо уделить внимание и разработать аналогичные руководящие документы.

Актуальность проблемы ликвидации чрезвычайных ситуаций при авариях на предприятиях нефтегазового комплекса, защите населения и территорий очевидна. Негативное воздействие разливов на окружающую среду становится все более существенным, т. к. добыча нефти и использование нефтепродуктов неуклонно растут, а вместе с ними растут и объемы пролитой нефти.

Чрезвычайные ситуации, вызванные аварийным разливом нефти и нефтепродуктов, характеризуются:

- масштабностью;

- быстрым распространением нефти и нефтепродуктов по поверхности в силу своих физико-химических свойств;

- пожароопасностью;

- большим экологическим и экономическим ущербом.

Применение сил постоянной готовности будет проведена успешно в

том случае, когда правильно выбран метод проведения ликвидации чрезвычайной ситуации.

Для достижения поставленных целей решались следующие задачи:

- оценить масштабы и последствия аварий с разливом нефти и нефтепродуктов на территории РФ, их влияние на экосистему;

- представить организацию ликвидации последствий аварий с разливом нефти и нефтепродуктов в России.

Вышеперечисленные вопросы имеют значение для создания эффективной системы мероприятий, позволяющей в кратчайшие сроки ликвидировать последствия аварий с разливом нефти и нефтепродуктов, изучения аварий и их причин, влияния загрязнения на окружающую среду, а также способов борьбы с последствиями разливов и оценки их результативности.

По итогам проведения оценки масштабов и последствий аварий с разливом нефти и нефтепродуктов, проанализированы чрезвычайные ситуации, связанные с авариями с разливом нефти и нефтепродуктов на территории России и причины их возникновения. Проведенный анализ роста ЧС с аварийными разливами нефти и нефтепродуктов показывает, что в немалой степени этому способствует постоянно стареющий и почти не обнов-

ляемый из-за сложного экономического положения многих предприятий парк действующего оборудования. Истечение гарантийных сроков и нарушение правил их эксплуатации приводит к экологическим авариям и значительному загрязнению прилегающей территории и водоемов. Также определены источники опасности возникновения и распространения в окружающей среде нефти и нефтепродуктов предложена классификация по источнику возникновения аварий с розливом нефти и нефтепродуктов. Объекты нефтегазового комплекса относятся к опасным производственным объектам и требуют особого внимания в процессе эксплуатации. При добыче, транспортировке, переработке и эксплуатации технологического оборудования возможны аварии и утечки связанные с разливом нефти и нефтепродуктов в окружающую среду, что требует выполнения комплекса мероприятий по предупреждению локализации и ликвидации аварий с розливом нефти и нефтепродуктов.

Рассмотренные закономерности распространения разливов нефти и нефтепродуктов на местности и на воде, говорят о том, что загрязнение почв нефтепродуктами сопровождается нарушением их структуры, водного и солевого режима. Претерпевают существенные негативные изменения состав и структура почвенного биоценоза, деградирует наземная растительность. Вредное влияние нефтяных загрязнений на живые организмы населяющих водоемы наиболее очевидно. Вредное воздействие нефтяных загрязнений на биологическую среду водоемов вызывает прямое уничтожение организмов населяющих водоемы, уничтожение развивающихся, еще не окрепших организмов, продуктов питания речной фауны и рыбных запасов, ослабление сопротивляемости речных организмов к различным инфекциям, а также снижение жизнеспособности и жизнедеятельности речных организмов.

Проведенная оценка загрязнения природной среды при добыче нефти и авариях на магистральных нефтепроводах позволяет сделать вывод, что пластовая вода, и нефть из скважины по своим активностям являются жидкими радиоактивными отходами. Анализ аварий на нефтепроводах показывает, что основным негативным последствием аварий на линейной части магистрального нефтепровода является загрязнение почв-грунтов, атмосферного воздуха, поверхностных и грунтовых вод.

Проведенный анализ состава нефти позволил правильно оценить влияние нефти на окружающую среду и живые организмы. Нефть является сложной по структуре смесью химических элементов и содержит большую часть элементов оказывающих негативное воздействие на живые организмы и растения, причем это воздействие может не только прямым на отдельные части организма, но и приводить к изменениям на клеточном уровне. При аварийном разливе с учетом распределения компонентов нефти в воде и на суше и с учетом их химических и биохимических превращений вместо нефти возникает смесь новых соединений, образуя композицию с новыми, физико-химическими и токсическими свойствами. Поэтому

так важно в наиболее сжатые сроки организовывать ликвидацию нефтяного загрязнения и устранить угрозу попадания ее питьевую воду, организмы рыб, животных, а оттуда и к человеку.

Одной из первых и главных задач, стоящих перед службами экстренного реагирования на нефтяные разливы, это скорейшая ее локализация недопущение распространения источника загрязнения на большую территорию и в дальнейшем ликвидацию. При этом оперативность и правильность принятых мер, является решающим фактором для взятия ситуации под контроль.

Библиографический список

1. Б. В. Малышев. ОАО «Лукойл». Стратегические риски чрезвычайных ситуаций: оценка и прогноз. Материалы VIII всероссийской научно-практической конференции по проблемам защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций. - М., 2009.

2. Федеральный закон от 21.12.94 № 68-ФЗ (ред. от 01.04.2012 с изменениями, вступившими в силу с 14.04.2012) «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера»

3. Постановление правительства российской федерации от 30 декабря 2003 г. № 794 (ред. от 01.11.2012 с изменениями, вступившими в силу с 20.11.2012) «О единой государственной системе предупреждения чрезвычайных ситуаций».

4. Постановление правительства российской федерации от 15 апреля 2002 г. № 240 «Правила организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории российской федерации».

5. Постановление правительства российской федерации от 21 августа 2000 г. № 613 (ред. от 15.04.2002) «О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов».

6. Чрезвычайные ситуации: теория, практика, инновации. Сборник материалов научно-практической конференции. - Гомель: ГВКИУ, 2010.

7. Катастрофы и человек. Книга 1. Российский опыт противодействия ЧС. Под ред. Ю. Л. Воробьева. АСТ-ЛТД, - М., 2009.

cyberleninka.ru

Учения по ликвидации нефтяной аварии — Блоги — Эхо Москвы, 19.09.2010

Любые учения — это, грубо говоря, показуха. Но бывает показуха ради показухи, а бывает — ради дела. На прошлой неделе, в качестве наблюдателя от экологических НПО, я побывал на учениях, организованных компанией ТНК ВР. Действо проходило на окраине Саратова, в селении Увек, где расположена одноименная нефтебаза Саратовского нефтеперерабатывающего завода. На учениях моделировали пожар при погрузке нефтепродуктов на танкер и разлив нефти на воде. В работах по ликвидации аварии принимали участия как местные специалисты: работники НПЗ, спасатели, пожарные, так и приглашенные спецы, например, подмосковный «Экоспас». Если кратко выразить впечатления от увиденного: было зрелищно и интересно. Конечно, подобная демонстрация сил и средств — это далеко не гарантия того, что серьезная реальная чрезвычайная ситуация в нефтяной отрасли будет ликвидирована. Ведь наверняка, для ликвидации аварии в Мексиканском заливе были задействованы все современные средства ликвидации ЧС, однако ситуация там вышла из под контроля. Но мне, как дилетанту, показалось, что учения в Саратове можно отнести к разряду показухи ради дела. Конечно, условия «ликивидации ЧС» были тепличные: +25, отсутствие ветра и волнения, но было видно: привлеченные подразделения знают свое дело и в случае реальной опасности сделают все, что от них зависит. P.S. Думаю не лишне будет поблагодарить людей из ТНК ВР за открытость и приглашение на учения.

Учения были запланированы на раннее утро четверга, а в среду вечером была организована выставка оборудования для ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов и средств спасения и пожаротушения.

35-метровый коленчатый подъемник с пенными стволами на базе автомобиля «Татра». На следующее утро ему предстояло участвовать в пенной атаке.

Самоходное нефтесборное устройство отечественного производства. Может нести различное навесное оборудование (на фото — ковш).

Рабочее место руководителя ликвидации ЧС в машине. В таком автомобиле несколько человек могут жить в автоновном режиме несколько дней. Здесь есть все, необходимое для жизни в условиях относительного комфорта.

На следующий день рано утром мы погрузились на теплоход, который и доставил нас к месту учений. Утро на Волге чудесно. Даже индустриальный Саратовский нефтеперерабатывающий завод в утреннем освещении выглядит красиво.

И вот она — Увекская бухта. Над ней на выскоком берегу стоят емкости нефтебазы. Их расположение на возвышенности очень удачно и позволяет транспортировать нефтепродукты к месту погрузки самотеком. Кстати, нейтебаза на этом месте существует довольно давно, с 1893 года. Вход в залив перегорожен всплывающим боном (часть его видна на фото). В случае аварии бон автоматически надувается и всплывает (всплывает быстро, за 10-15 минут), отрезая залив от основного русла Волги и предотвращая, таким образов, попадание нефтепродуктов в реку. Разработали такой бон российские специалисты.

«Жертвой» учений стал танкер «Энцелад», на борту которого при погрузке нейтепродуктов произошел «взрыв» и «пожар». При этом по сценарию часть нефтепродуктов попала в воду.

Первой сработала автоматическая система пожаротушения на судне. С самого начала пожара заработали сирены.

И вот прибывают первые специалисты — газоспасательный отряд.

Следом появляются пожарные машины.

Их главная задача — обеспечение водой коленчатого подъемника, с помощью которого будет организована пенная атака.

На берегу развернут оперативный штаб.

Дым усиливается, автоматические системы продолжают свою работу. Да, надо сказать, что за всем происходящим мы наблюдали с борта теплохода. Каждое действие комментировал специальный «ведущий». Причем комментировал таким голосом и с такими интонациями, что ведущие первомайской демонстрации во времена СССР попадали бы в обморок от зависти ))

Между тем учения продолжались. К месту пожара прибыл коленчатый подъемник и специальное пожарное судно «Зоркий».

И вот началась пенная атака. Зоркий лил пену не только на танкер, но и на самого себя, «охлаждая» борта, и на поверхность воды вокруг для предотвращения возгорания нефтепродуктов.

Пена, падающая с высоты с высоты 35 метров — феерическое зрелище. Через некоторое время поверхность воды вокруг танкера напоминала лед.

Сквозь «льдины» начали пробираться маломерные суда.

В их задачу входила установка бонов вокруг судна.

Пожалуй, единственный элемент учений, который вряд ли осуществиться в реальности, по крайней мере, также оперативно — появление волонтеров.

Кульминация учений — появление вертолета. Для начала вертолет провел разведку места аварии с воздуха

С вертолета на поверхности воды был обнаружен «пострадавший». К нему спускается опытный спасатель. Он прикрепляет к себе пострадавшего.

И вертолет поднимает этот «тандем» над поверхностью воды. Вертолет транспортирует подстрадавшего к берегу посреди пенной метели — хлопяю пены поднялись с поверхности воды от лопастей вертолета.

Это был самый эффектный момент учений

И вот пострадавший уже отправляется на носилках в машину скорой помощи.

А вот похожий на Якубовича спасатель, который спас «пострадавшего».

На берегу продолжаются работы по «сбору нефти».

Трудятся добровольцы.

Вход в бухту надежно перегорожен всплывающим боном, о котором я рассказывал выше.

Танкер продолжают огораживать боном.

Концы бонов заводят на берег и закрепляют. И вот танкер надежно опоясан. Теперь разлившаяся нефть в «западне» ) Коллега за работой. Странно, но на учениях было мало журналистов: пара фотографов и две камеры.

После того, как танкер окружили бонами основные учения закончились. И началась демонстрация техники, которую нам показывали накануне на берегу.

Так работает самоходное нефтесборное устройство. Оно плавучее и может собирать разлитую нефть с поверхности воды. Мобильность и небольшие размеры позволяют использовать эту «амфибию» в труднодоступных местах, в том числе, на болотистой местности. Собюранные нефтепродукты по шлангу закачиваются на берег в специальные емкости.

Производители еще одной разновидности бонов пытаются совладать со своим изделием. Думаю, для производителей оборудования такие учения — отличная возможность испытать свои разработки в «боевых» условиях и исправить выявленные недостатки.

Наконец боны удалось привести в рабочее положение.

Это нефтесборное устройство (скиммер) под названием «Спрут». Позволяет собирать разлитые нефтепродукты с маленьких глубин — до 10 см.

5-кубовая плавучая емкость, куда можно закачивать собранные с воды нефтепродукты.Показом техники учения и завершились.

А на поверхности цветущей волжской воды еще долго плавали кусочки пены ))

ОРИГИНАЛ

echo.msk.ru

Способ ликвидации аварий на нефтяных скважинах

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам ликвидации аварий на нефтяных скважинах врезкой второго ствола. Сущность изобретения: для обеспечения эффективности работы скважины со вторым стволом путем прогнозирования дебита скважины по нефти и правильного выбора параметров врезки предварительно решение о целесообразности врезки второго ствола принимают по величине остаточных извлекаемых запасов, приходящихся на аварийную скважину. После чего определяют направление врезки и смещение второго ствола относительно аварийного с учетом того, что в предполагаемой точке вскрытия вторым стволом пласт должен обладать максимальной нефтенасыщенностью, минимальной обводненностью и пониженным охватом фильтрацией. Привлекают карты состояния разработки, долей остаточных извлекаемых запасов нефти, остаточной нефтенасыщенности, обводненности и фильтрационных потоков. Прогнозируют начальный дебит по нефти скважины со вторым стволом и окончательное решение о целесообразности бурения второго ствола принимают, исходя из рентабельности работы скважины с прогнозным дебитом. Причем для определения прогнозного дебита дополнительно проводят промысловые и лабораторные фильтрационные исследования с построением кривых относительно фазовых проницаемостей и зависимостей обводненности F продукции и относительно продуктивности от водонасыщенности призабойной зоны, а также изменения относительной продуктивности скважины, и последовательно определяют водонасыщенность в районе аварийной скважины - по функции Леверетта, степень падения продуктивности аварийной скважины и ее удельную потенциальную продуктивность Kудпот , прогнозируют обводненность продукции скважины со вторым стволом fB - по функции Леверетта и степень падения продуктивности в новой точке вскрытия 1 относительно ранее определенной удельной потенциальной продуктивности аварийной зоны, а прогнозируемый начальный дебит скважины со вторым стволом определяют по формуле. 1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам ликвидаций аварий на скважинах врезкой второго ствола.

Известен способ ликвидации аварий на скважинах врезкой второго ствола [1] с предварительным расчетом параметров врезки, а именно: проектного профиля ствола, отклоняющих компоновок бурильного инструмента, режимных параметров забуривания, но без предварительной оценки экономической эффективности ремонта с учетом состояния участка. Наиболее близок предлагаемому способ ликвидации аварий на нефтяных скважинах [2] при котором практическую целесообразность врезки второго ствола, направление врезки и смещение второго ствола относительно аварийного определяют путем оценки экономической эффективности ремонта с учетом данных разведки участка. Решаемая предлагаемым изобретением задача обеспечение эффективности работы скважины со вторым стволом за счет прогнозирования дебита скважины по нефти и правильного выбора параметров врезки. Поставленная задача решается тем, что предварительно решение о целесообразности принимают по величине остаточных извлекаемых запасов, приходящихся на аварийную скважину, после чего определяют направление врезки и смещение второго ствола относительно аварийного с учетом того, что в предполагаемой точке вскрытия вторым стволом пласт должен обладать максимальной нефтенасыщенностью, минимальной обводненностью и пониженным охватом фильтрацией, с привлечением карт состояния разработки, долей остаточных извлекаемых запасов нефти, остаточной нефтенасыщенности, обводненности и фильтрационных потоков, прогнозируют начальный дебит по нефти скважины со вторым стволом и окончательное решение о целесообразности бурения второго ствола принимают, исходя из рентабельности работы скважины с прогнозным дебитом, причем для определения последнего дополнительно проводят промысловые и лабораторные фильтрационные исследования с построением кривых относительно фазовых проницаемостей и зависимостей обводненности F продукции и относительной продуктивности от водонасыщенности призабойной зоны а также изменения относительной продуктивности скважины вида: где Kпрод(St), Kпрод(Sсв) коэффициенты относительной продуктивности скважины на 1 м вскрытой мощности при водонасыщенности призабойной зоны St и Sсв соответственно, м3/МПаМсут; St текущая водонасыщенность пористой среды, д.ед; Sсв насыщенность пористой среды связанной водой, д.ед; o относительная динамическая вязкость; н, в динамические вязкости пластовой нефти и воды соответственно, Мпас; относительная фазовая проницаемость пористой среды по воде при водонасыщенности среды St, д.ед; F(St) функция Леверетта; и последовательно определяют: водонасыщенность в районе аварийной скважины по функции Леверетта, степень падения продуктивности аварийной скважины и ее удельную потенциальную продуктивность Kудпот прогнозируют обводненность продукции скважины со вторым стволом fв по функции Леверетта и степень падения продуктивности в новой точке вскрытия 1 относительно ранее определенной удельной потенциальной продуктивности аварийной зоны, а прогнозируемый начальный дебит скважины со вторым стволом по нефти определяют по формуле; Qн= Kудпот1H(1-fв)P (2), где H эффективная нефтенасыщенная мощность, предлагаемая для вскрытия в новой точке, м;P предлагаемый перепад давления между пластовым и забойным в новой скважине, МПа;1 -степень падения продуктивности в новой точке вскрытия относительно ранее определенной удельной потенциальной продуктивности аварийной зоны; Kудпот удельная потенциальная продуктивность м3/МПаМсут; fв обводненность продукции скважины со вторым стволом, Прогнозирование дебита скважины оказалось возможным вследствие установленной авторами зависимости (1). Способ осуществляется следующей последовательностью операций. 1) Предварительное определение целесообразности врезки второго ствола по величине остаточных извлекаемых запасов нефти (ОИЗН), приходящихся на каждую скважину. 2) Определение направления врезки и смещения второго ствола относительно аварийного с привлечением карт состояния разработки, долей ОИЗН, остаточной нефтенасыщенности, обводненности и фильтрационных потоков. 3) Прогнозирование продуктивности скважин, отобранных по пп.1 2, в случае врезки второго ствола, с учетом зависимости прогнозной продуктивности от водонасыщенности. 4) Выбор скважин для ремонта по максимальному из прогнозных дебитов нефти. 5) Врезка второго ствола по определенным параметрам направления и смещения, при условии рентабельности работы скважины с прогнозным дебитом. Пример конкретного осуществления способа ограничения по выбору скважин. Рассматривается возможность проведения работ по врезке второго ствола на аварийных скважинах Южно-Сургутского месторождения. Оценивается потенциальная возможность существования технических и технологических осложнений при проведении данного вида работ. Для работ по зарезке второго ствола из ряда существующих скважин для первоочередных работ были выбраны три N 5019, N 5354 и N 5357, в зоне дренирования которых пласт имеет значительные возможности для довыработки и благоприятные геологические условия залегания. Определение точки аварии дало для скважины N 5019 2530 м по стволу скважины, что соответствует абсолютной отметке в 2380 м; для скважины N 5354 те же величины составляют: 2080 и по стволу и 1990 м абсолютной глубины; для скважины N 5357 2109 м и 1943 м соответственно. Обоснование выбора направления и определение новой точки вскрытия пласта БС10. По сведениям о кривизне данных скважин строятся планы скважин по азимуту и зенитному углу. На основании построенных блок-диаграмм, отражающих геологическое строение пласта в районе аварийной скважины, карт долей остаточных извлекаемых запасов и остаточной нефтенасыщенности выбирается направление врезки как направление от старого забоя аварийной скважины в сторону области, характеризующейся максимальным ростом нефтенасыщенности пласта, наибольшими величинами остаточных извлекаемых запасов и пониженным охватом пласта фильтрацией с учетом местного геологического строения пласта. Оптимальное направление зарезки второго ствола с определением точного угла зарезки по азимуту и координат новой точки вскрытия пласта выбирается по карте текущей нефтенасыщенности из условий меньшей обводненности пласта в данной точке и минимума требуемых буровых работ с учетом возможности вовлечения в разработку "застойных" зон между прилегающими к аварийной добывающими скважинами. Для скв. N 5019 направленное бурение второго ствола по азимуту от точки врезки (точка аварии минус не менее 40-50 м вверх по стволу) определено в 87o, для скв. N 5354 320o, для скв. N 5357 34o. Новую точку вскрытия пласта выбирают из ряда возможных в данном направлении как точку с минимальной водонасыщенностью (а следовательно, согласно установленной авторами зависимости, с максимальной продуктивностью по нефти) с учетом естественных ограничений: минимума требуемых буровых работ, сохранения сетки скважин и возможностей имеющегося у исполнителя бурового оборудования. Таким образом, горизонтальное расстояние от точки аварии до новой точки вскрытия пласта составит соответственно 115 м для скважины N 5019, 90 м для скважины N 5354 и 95 м для скважины N 5357, что разносит новый и старый забой друг от друга на расстояние порядка 135 м для скважины N 5019, 100 м для скважины N 5354 и 115 м для скважины N 5357. Абсолютная и относительная отметка точки врезки в обсадную колонну определяется, исходя из технических возможностей имеющегося у исполнителя бурового оборудования. Промысловые и лабораторные фильтрационные исследования позволили получить кривые относительных фазовых проницаемостей, а также зависимостей обводненности fв продукции и относительной продуктивности от водонасыщенности призабойной зоны фиг.1 и 2 соответственно. 1. Используя карты долей остаточных извлекаемых запасов и по фактически отобранному объему нефти Qотб определяем объем остаточных запасов, приходящихся на скважину: где n доля остаточных извлекаемых запасов нефти, доли ед. Скв.5019 n=0,5 Qост=58,2/(1-0,5)0,5=58,2 тыс.т Скв.5354 n=0,4 Qост=57,5/(1-0.4)0,4=38,3 тыс.т Скв.5357 n=0,5 Qост=51,2/(1-0,5)0,5=51,2 тыс.т По всем трем скважинам величины остаточных запасов являются достаточными для проведения операции, т.к. минимально рентабельная величина остаточных запасов, приходящихся на аварийную скважину, для данного ремонта месторождения и данной операции, управлением капитального ремонта скважин установлена в 20 тыс.т. 2. Рассчитаем удельную на 1 м продуктивность По фиг. 1 определяем среднюю водонасыщенность призабойной зоны: по скв. 5019 для обводненности 60% St=0,57; по скв.5354 для обводненности 67% St= 0,58; по скв.5357 для обводненности 49% St=0,55. Из фиг. 2 для данной St=0,57 для скв.5019, St=0,58 для скв. 5354 и St= 0,55 для скв.5357 определяем степень снижения продуктивности ПЗП. Для скв.5019 %=0,05, скв.5354 %= 0,06, скв.5357 %= 0,05 3. Удельную потенциальную продуктивность в аварийной точке рассчитываем по формуле Скв.5019 Kпрод(Sсв)=0,63/0,05=12,6 т/сут МПам Скв.5354 Kпрод(Sсв)=0,63/0,06=10,5 т/сут МПам Скв.5357 Kпрод(Sсв)=0,32/0,05=6,4 т/сут МПам Расчетная потенциальная продуктивность является максимальной для этих скважин. 4. Для вскрытия вторым стволом предлагается эффективная нефтенасыщенная мощность H=14,0 м по скв.5019, H=9,6 м по скв.5354, H=18,0 м по скв.5357 5. Определяем по карте текущей нефтенасыщенности в предполагаемой точке вскрытия нефтенасыщенность Скв.5019 Sн=0,44 Скв.5354 Sн=0,5 Скв.5357 Sн=0,55 6. На фиг.1 для значений fв, соответствующих текущей нефтенасыщенности, определяем прогнозную обводненность для скв.5019 Sн=0,44 при fв=55% для скв. 5354 Sн=0,5 при fв=25% для скв.5357 Sн=0,55 при fв=10% 7. Определяем прогнозный начальный средний дебит скважины по нефти Qн= Kпрод(St)H(1-fВ)P; где удельный Kпрод(St) = Kelпот1. В пределах аварийной зоны удельная потенциальная продуктивность Kудшот в предполагаемой точке вскрытия считается равной Kпрод(Sв), т.к. ее действительное значение может быть определено только после бурения и запуска в работу новой скважины. Скв.5019. Из фиг.2: 1=0,05 при St=0,56; P = 5,0 МПа Kпрод(St)=12,60,05=0,63 т/сутМПам Qн=0,6314,00,455,0=19,8 т/сут Скв.5354 Kпрод(St)=10,50,05=0,53 т/сутМПам Из фиг.2: при St=0,5 1= 0,05 Qн=0,539,60,755,0=19,1 т/сут Скв.5357 Kпрод(St)=6,40,045=0,3 т/сутМПам Из рис.2: при St=0,45 1= 0,045 Qн=0,318,00,905,0=24,0 т/сут Уточняем рассчитанный прогнозный начальный средний дебит скважины с учетом уменьшения поверхности стока за счет уменьшения диаметра долота При использовании долота марки "6": Скв.5019 Qн=19,8 0,938=18,6 т/сут Скв.5354 Qн=19,1 0,938=17,9 т/сут Скв.5357 Qн=24,0 0,938=22,5 т/сут При использовании долота марки "5": Скв.5019 Qн=19,8 0,922=18,3 т/сут Скв.5354 Qн=19,1 0,922=17,6 т/сут Скв.5357 Qн=24,0 0,922=22,1 т/сут Прогнозируемые величины дебитов по нефти всех трех скважин показывают целесообразность врезки вторых стволов по предложенным параметрам. К настоящему времени осуществлен ремонт врезкой второго ствола скважины N 5019. Второй ствол проводился долотом марки "5" (диам.118 мм). Скважина работает со средним текущим дебитом по нефти 22,1 т/сут, обводненность продукции 58% Таким образом, предлагаемый способ ликвидации аварий на нефтяных скважинах врезкой второго ствола обеспечивает эффективность работы отремонтированных скважин за счет прогнозирования дебитов по нефти и правильного выбора параметров врезки. Способ промышленно применим, не требует специальных исследований и оборудования.

Формула изобретения

Способ ликвидации аварий на нефтяных скважинах, при котором определяют целесообразность врезки второго ствола, направление врезки и смещение второго ствола относительно аварийного с последующим бурением второго ствола, отличающийся тем, что предварительно решение о целесообразности принимают по величине остаточных извлекаемых запасов, приходящихся на аварийную скважину, после чего определяют направление врезки и смещение второго ствола относительно аварийного с учетом того, что в предполагаемой точке вскрытия вторым стволом пласт должен обладать максимальной нефтенасыщенностью, минимальной обводненностью и пониженным охватом фильтрацией, с привлечением карт состояния разработки, долей остаточных извлекаемых запасов нефти, остаточной нефтенасыщенности, обводненности и фильтрационных потоков, прогнозируют начальный дебит по нефти скважины со вторым стволом и окончательное решение о целесообразности бурения второго ствола принимают, исходя из рентабельности работы скважины с прогнозным дебитом, причем для определения последнего дополнительно проводят промысловые и лабораторные фильтрационные исследования с построением кривых относительных фазовых проницаемостей и зависимостей обводненности F продукции и относительной продуктивности от водонасыщенности призабойной зоны, а также изменения относительной продуктивности скважины вида где Kпрод(St), Kпрод(Scв) коэффициенты относительной продуктивности скважины на 1 м вскрытой мощности при водонасыщенности призабойной зоны St и Scв соответственно, м3/МПа м сут; St текущая водонасыщенность пористой среды, д.ед. Scв насыщенность пористой среды связанной водой, д.ед. o- относительная динамическая вязкость;н, в- динамические вязкости пластовой нефти и воды соответственно, МПа с; относительная фазовая проницаемость пористой среды по воде при водонасыщенности среды St, д.ед. F(St) функции Леверетта, и последовательно определяют водонасыщенность в районе аварийной скважины по функции Леверетта, степень падения продуктивности аварийной скважины и ее удельную потенциальную продуктивность Kудпот, прогнозируют обводненность продукции скважины с вторым стволом fв по функции Леверетта и степень падения продуктивности в новой точке вскрытия 1 относительно ранее определенной удельной потенциальной продуктивности аварийной зоны, а прогнозируемый начальный дебит скважины с вторым стволом по нефти определяют по формуле Qн= Kудпот1H(1-fв)P, где Н эффективная нефтенасыщенная мощность, предлагаемая для вскрытия в новой точке, м;P- предлагаемый перепад давления между пластовым и забойным в новой скважине, МПа;1- степень падения продуктивности в новой точке вскрытия относительно ранее определенной удельной потенциальной продуктивности аварийной зоны; Kудпот- удельная потенциальная продуктивность, м3/МПа м сут; fв обводненность продукции скважины с вторым стволом,

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3

PC4A - Регистрация договора об уступке патента Российской Федерации на изобретение

Номер и год публикации бюллетеня: 21-2003

(73) Патентообладатель:ООО "ЮганскНИПИ-нефть" (RU)

Договор № 16486 зарегистрирован 09.04.2003

Извещение опубликовано: 27.07.2003        

PC4A - Регистрация договора об уступке патента Российской Федерации на изобретение

Прежний патентообладатель:ООО "Центр исследований и разработок ЮКОС"

(73) Патентообладатель:Ковентри Лимитед (WS)

Договор № РД0002515 зарегистрирован 04.10.2005

Извещение опубликовано: 20.12.2005        БИ: 35/2005

www.findpatent.ru

Нефть, Газ и Энергетика: Ликвидация аварий и пожаров

 

Ликвидация аварий

 

13.1.1. Длякаждого взрыво- и пожароопасного объекта нефтяной промышленности должен бытьразработан план ликвидации возможных аварий.

13.1.2. При аварияхнеобходимо:

-                                     вызвать на место авариипожарную часть, сообщить в скорую медицинскую помощь и инспекцию Госгортехнадзора;

-                                     вызвать  при выбросах и открытом фонтанированиискважины военизированный отряд по предупреждению возникновения и по ликвидацииоткрытых газовых и нефтяных фонтанов;

-                                     подготовить кдействию средства пожаротушения;

-                                     прекратить на местеаварии и смежных участках работы с применением открытого огня и другие опасныеработы (очистка,  ремонт и монтажоборудования, бурение, ремонт, освоение и эксплуатация скважин, находящихся  или могущих оказаться на загазованной и залитой горючей жидкостью  территории и т. п.), кроме работ, связанных смероприятиями по ликвидации аварий;

-                                     принять меры клокализации и ликвидации аварии с применением средств защиты и  искробезопасных инструментов;

-                                удалить повозможности ЛВЖ и ГЖ из емкостей и аппаратов, расположенных в зоне аварийногорежима, понизить давление в технологических аппаратах;

-                                принять меры кобеспечению бесперебойного водоснабжения для целей защиты от воспламененияобъекта аварии и тушения  возможныхпожаров;

-                                запретить на местеаварии и на смежных участках проезд всех видов транспорта, кроме пожарных иаварийных служб, с соблюдением мер пожарной безопасности;

-                                включить аварийнуювентиляцию и усиленно проветрить загазованное помещение.

13.1.3.Аварийное положение может быть отменено после ликвидации аварии, тщательногообследования технологического состояния оборудования и коммуникации на местеаварии, тщательного обследования на месте аварии, анализов на отсутствиевзрывоопасных концентраций горючих газов и паров.

13.1.4.Поприбытии пожарной охраны к месту аварии руководитель работ по ликвидации авариикратко информирует начальника пожарного подразделения:

-   опострадавших при аварии;

-  а возможности взрыва,пожара, отравлений как последствиях аварии;

-  о месте размере ихарактере аварии и мерах, принятых по ее ликвидации;

-  о необходимыхдействиях со стороны пожарной охраны по предупреждению пожара, взрыва и одействиях по ликвидации аварии.

13.1.5. Старшийначальник подразделений пожарной охраны, прибывший к месту аварии, обязан:

-                                                                         получить  от руководителя работ по ликвидации аварииинформацию по вопросам, перечисленным в п. 13.1.4;

-                                                                         принять необходимыемеры к спасению и защите людей, если им угрожает опасность, проверить точностьсведений о числе людей, оставшихся в опасной зоне, дополнительно разведатьместа аварий по согласованию с руководителем работ по ликвидации аварий;

-                                                                         подготовить силы исредства для своевременной ликвидации пожара, который может возникнуть врезультате аварии;

-                                                                         следить засоблюдением противопожарного режима работ по ликвидации аварии действий состороны пожарной  охраны попредупреждению и тушению пожара.

13.1.6. Если впериод ликвидации аварии возник пожар, то непосредственное руководство потушению пожара осуществляет начальник подразделения пожарной охраны (пожарнойчасти). При этом он обязан  поддерживатьпостоянную связь с ответственным руководителем работ по ликвидации аварий исистематически информировать его о ходе работ по тушению пожара.

13.1.7.Порядоксовместных действий технического персонала предприятия, пожарной охраны ивоенизированного отряда по предупреждению и ликвидации открытых газовых инефтяных фонтанов при ликвидации аварий определяется Инструкцией по организациии безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных  фонтанов (см. приложение 3).

 

Ликвидация пожаров

 

13.2.1. Каждый рабочий и служащий предприятия, заметившийпожар, обязан:

-                    немедленно вызватьпожарную часть;

-                    вызвать к меступожара старшего начальника объекта№

-                    принять меры поликвидации пожара первичными и стационарными средствами пожаротушения.

13.2.2. Старший начальник объекта,  прибывший к месту пожара, убедившись, чтопожарная часть вызвана, обязан:

-                    немедленно сообщить опожаре руководству  предприятия;

-                    организовать встречупожарной части и оказать помощь в выборе кратчайшего пути для подъезда к очагупожара и введения в действие средства тушения;

-                    удалить из опаснойзоны рабочих и ИТР,  не занятыхликвидацией пожара;

-                    отключить принеобходимости электроэнергию, остановить агрегаты, перекрыть коммуникации,остановить систему вентиляции и выполнить другие мероприятия, способствующиепредотвращению распространения пожара;

-                    прекратить работы наобъекте в пожароопасной зоне, кроме работ, связанных с ликвидацией пожара.

13.2.3. Общее руководство по тушению пожара по прибытиипожарной части осуществляет старший начальник объекта, который обязан:

-        немедленно  организовать в случае угрозы для жизни людейих спасение и эвакуацию,  используя дляэтого имеющиеся силы и средства.

Руководитель работами  по тушению пожара обязан:

-        ввести принеобходимости в действие стационарные средства тушения пожара;

-        обеспечить защитулюдей, принимающих участие в тушении пожара, т возможных поражений электрическимтоком, отравлений и ожогов;

-        охлаждать водойодновременно с тушением пожара технологическое оборудование и строительныеконструкции от воздействия высоких температур;

-         соблюдать технику безопасности при тушениипожара.

13.2.4. По прибытии пожарной части старший начальникобъекта, руководивший до этого тушением пожара, обязан:

-                    сообщить старшемуначальнику пожарной части необходимые сведения об особенностях  горящего объекта и о ходе тушения пожара;

-                    обеспечитьбезопасность работ пожарных подразделений от воздействия электроэнергии идругих факторов.

Старший начальник прибывших пожарных подразделений, взависимости от обстановки пожара, организует штаб тушения пожара.

 В состав штабанеобходимо включить ответственных представителей  предприятия (объекта) – главного инженера,главного механика, руководителя объекта и других в зависимости от создавшейсяобстановки.

13.2.5.Представители предприятия, входящие в штаб тушенияпожара, обязаны проводить:

-                     консультации по особенностям горящего объекта,технологии, опасности воздействия высокой температуры на технологическоеоборудование, продукты аппаратов и емкостей, находящихся в опасной зоне и др.;

-                    обеспечение работ поотключению и переключению коммуникаций согласно указаниям руководителя тушенияпожара;

-                     обеспечение рабочей силой и ИТР для выполненияработ, связанных с рушением пожара;

-                    обеспечениеавтотранспортом и техникой для выполнения работ по тушению и предотвращениюраспространения пожара;

-                    корректировкудействий служб и отдельных лиц, выполняющих работы по тушению пожара.

13.2.6. По каждому происшедшему на объекте пожаруадминистрация обязана выяснить все обстоятельства, способствовавшие  возникновению пи развитию пожара (загорания),и осуществить необходимые профилактические меры.

 

 

 

www.tehnik.top

Аварийные разливы нефти - предупреждение и ликвидация

После масштабной аварии на полупогружной платформе Deepwater Horizon, приравненной к Чернобыльской катастрофе, стало очевидно, что методики предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций, связанных с разливом нефти, далеки от совершенства. Особенно этот вопрос актуален для России, которая ежегодно добывает около 500 млн. тонн нефти.

Трагическая катастрофа в Мексиканском заливе привела к тому, что многие государства стали задумываться о радикальных изменениях в регулировании вопросов, касающихся производства нефтепродуктов в частности и углеводородного сырья в целом. Китай, Бразилия и США, например, готовы серьезно ужесточить требования к этой отрасли.

В 2010 году на саммите Большой Двадцатки российским президентом было выдвинуто предложение по созданию новых правовых документов, которые будут регулировать вопрос предотвращения и ликвидации катастроф в море, а также специального фонда, сформированного из отчислений от доходов крупных корпораций международного уровня.

Российский союз промышленников и предпринимателей предложил основные принципы экологической безопасности, в соответствии с которыми должно проводиться строительство новых нефтедобывающих предприятий на континентальном шельфе:

  • Предупреждение и сведение к минимуму рисков отрицательного воздействия на окружающую среду.
  • Внедрение единой системы применения различных технологий и техники.
  • Постоянная модернизация используемых технологий, использование наилучших практики предохранения от аварийных ситуаций.
  • Введение специальных отчислений, которые должны поступать от предприятий, загрязняющих окружающую среду.
  • Исключение вредных выбросов при нефти.

К сожалению, согласно действующему законодательству РФ в области нефтедобычи и нефтепереработки не обеспечивается в полной мере регулирование этих задач. Нормативная база показывает, что:

  • Степень готовности нефтегазодобывающих предприятий к устранению последствий аварийных ситуаций при разливе нефти рассчитывается по максимальным объемам сырья, добываемого на объекте. При этом совершенно не учитывается возможная опасность чрезвычайных происшествий, техническое оснащение для их ликвидации в пределах производственных площадок.
  • Сроки ликвидации аварии, установленные законодательно, на практике не реализуются, поскольку при составлении нормативов не учтены реальные масштабы возможных катастроф, погодные условия и пр.
  • Общего порядка ликвидации аварий, связанных с разливами нефти, не существует. Также, как и не определена схема взаимодействия органов власти, нефтегазодобывающих компаний и транспортников.
  • Хотя и введена обязательная аттестация аварийно-спасательных формирований на право производить работы по устранению нефтяных аварий, но ни один нормативный документ не предъявляет четких требований к их действиям.

Аварийная ситуация, произошедшая в апреле 2010 года на Deepwater Horizon, говорит о том, что международному сообществу нужно скооперироваться и разработать четкий порядок действий в подобных случаях заблаговременно. Нужно также подготовить ряд международных соглашений, которые бы регламентировали взаимодействие тех или иных государств, под юрисдикцией которых находятся территории добычи нефти, а также приграничные территории.

Читать на сайте 1CERT.RU

edinyiystandart.livejournal.com