Аварийные выбросы из скважины на МБУ и борьба с ними. Выброс нефти из скважины


ВЫБРОСЫ ИЗ СКВАЖИН

ГЕОТЕРМАЛЬНАЯ ЭНЕРГИЯ

При проведении любых буровых работ, когда ожидается выход жидкости под высоким давлением, необходимо учитывать возможность выброса из скважины. Выброс может осуществляться по-разному. Одним из его типов является классический выброс на нефтяной сква­жине. Такой выброс имел место во время бурения одной из ранних геотермальных скважин в области Серро-Прието. Чтобы остановить фонтанирование скважины, там были использованы стандартные ме­тоды, применяемые на нефтяных разработках. Потребовались дни, что­бы поставить скважину под контроль, и все это время из нее вырыва­лись пар и соленая вода. При таком выбросе может выйти до 12 тыс. м3 соленой воды в сутки. Ясно, что выброс указанного количества соле­ной воды в сельскохозяйственном районе выдвигает серьезные проб­лемы. Должны быть разработаны методы быстрого прекращения фон­танирования скважины, как того требуют правила, регулирующие гео­термальные разработки шт. Калифорния.

19 Зак, 14650

Другой тип выброса имел место в Долине Больших Гейзеров. Здесь скважина проходила через формацию с неустойчивыми порода­ми. Попытки перекрыть поток пара привели к тому, что он стал ухо­дить в землю, угрожая вырваться в любом месте. Таким образом, выброс продолжался, и не прекращались попытки установить контроль над действием скважины. Описанная ситуация подобна имеющей мес­то на нефтяном месторождении Санта-Барбара-Чэнел, где при попыт­ке установить контроль над нефтяной скважиной возникла опасность просачивания нефти из трещины в направлении морского дна. Такая возможность должна быть, конечно, исключена путем тщательного выбора типа ствола скважины. Правіла бурения нефтяных скважин в шт. Калифорния обеспечивают, по-видимому, хорошую защиту окру­жающей среды в этом смысле.

ПРЕДЛОЖЕННАЯ ПРОГРАММА ИССЛЕДОВАНИЙ

Непрерывно возрастающая потребность в электроэнергии и воз­никшая в последние годы озабоченность в связи с проблемой охраны окружающей среды заставила США обратиться к исследованию новых источников энергии. Одним из таких новых …

РАЗРАБОТКА ПРОГРАММЫ

Для выполнения программы научных исследований националь­ных геотермальных ресурсов основное внимание следует уделить вы­бору тех учреждений, которые могли бы решить поставленные выше задачи: выбрать методы разведки, оценить геотермальные ресурсы, определить методы …

ВЛИЯНИЕ НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ

Выброс из скважины. Выброс из скважины во время бурения мог бы значительно повлиять почти на всю окружающую природу вблизи этой скважины. Однако значительный опыт буровых работ в зонах с высоким …

msd.com.ua

Аварийные выбросы из скважины на МБУ и борьба с ними

⇐ ПредыдущаяСтр 18 из 18

Наибольшую опасность для окружающей среды представляют мас­сированные выбросы (открытое фонтанирование) нефти, природ­ного газа, конденсата при авариях на МБУ. При этом под открытым фонтанированием понимается неуправляемое истечение пластовых флюидов из устья скважины в результате отсутствия, разрушения или негерметичности соответствующего запорного оборудования. По виду выбрасываемого флюида фонтаны подразделяются на газовые, нефтяные и водные. Весьма часто в процессе открытого фонтаниро­вания из скважин выбрасывается смесь флюидов. Тогда фонтаны могут классифицироваться по виду компонентов выбрасываемых смесей: газонефтяные, газоводяные, водонефтяные и т. д. В таких случаях обычно применяют и более обобщенный термин — газонеф-теводопроявления (ГНВП). Такие фонтаны являются наиболее тяже­лой аварией, перерастающей часто в стихийное бедствие, требующее для ликвидации значительных материальных затрат и времени. Фон­танирование часто сопровождается возгоранием, длительными пожа­рами и взрывами, имеющими очень тяжелые последствия, иногда с потерями человеческих жизней. Разрушение противовыбросового

Зак.724 521

оборудования на МБУ "Браво» привело к выбросу газонефтяного фонтана высотой 60 м, действовавшего в течение восьми суток. При этом лишь чудом удалось избежать воспламенения вырвавшихся угле­водородов.

Подлинной катастрофой явился выброс нефти из скважины МБУ «Исток-1». Усмирить скважину удалось лишь накрыв ее стальным «колоколом» массой 310 т. Одновременно были пробурены две парал­лельные скважины, предназначавшиеся для снижения напора в глав­ном стволе. Однако ипосле этого ежесуточно из скважины продолжало выливаться около 320 т нефти. Выбросы из скважин имеют место при ведении буровых работ на самых разных этапах их проведения. Ста­тистика выбросов, отмеченная с 1 января 1980 г. по 1 января 1993 г. на месторождениях Северного моря иМексиканского залива, приве­дена в табл. 13.7.

Таблица 13.7 Основные выбросы* при различных видах буровых работ на морских месторождениях Северного моря (Великобритания и Норвегия) и Мексиканского залива (США) в период с 1980 по 1993 гг.

 

 

 

      Основные элементы выбросов    
Вид деятельности Газ Конден­сат Нефть Прочие (вода, песок, раствор Неизве­стно Всего
  мелкое глубо-  
  залега­ние кое залега­ние     )    
Вскрытие Разбурива- 1 19 6 12 1 1 __ 7 34
ние Разведочное бурение Добыча Капиталь- 27 1 4 13 1 5 - 6 19
ный ремонт Проходной _ _ _
ремонт Неизвестно __ _ __ __ __
Всего

Из перечня исключены выбросы, вызванные внешними факторами (шторм, пожар и т.д.).

Для предотвращения выбросов нефтяного, газового или водяно­го фонтанов и герметизации затрубного пространства при цементи­ровании обсадных колонн, осуществлении обратных циркуляции и других операций в процессе бурения используется специальное про-тивовыбросовое оборудование - превентор. Если бурение осуществ­ляется с ПБУ или БС, то противовыбросовый превентор монтиру­ется на морском дне (см. рис. 11.4). Это служит гарантией того, что при аварийной ситуации, неизбежно влекущей за собой приостанов­ку бурения и отбытие судна, скважина будет оставлена в безопас­ном состоянии.

Блок противовыбросовых превентеров представляет собой систе­му клапанов, состоящую из комбинации превентеров универсального и плашечного типа (см. рис. 11.6), заключенных в трубчатый каркас. В морском бурении получили распространение блоки с одним уни­версальным и тремя или четырьмя плашечными превенторами. Кар­кас обеспечивает защиту блока во время транспортировки и включа­ет в себя установочные приспособления для присоединения блока к опорной плите. Муфты с дистанционным управлением соединяют основание блока превентеров с кондуктором, а верхнюю часть блока с водоотделяющей колонной. Самое верхнее соединительное устрой­ство часто называют блоком аварийного разъединения. Универсаль­ные превеиторы герметизируют устье скважины при бурении без вра­щения бурильных труб, а также при расхаживании. Шашечные превеиторы предназначены для герметизации устья бурящейся сква­жины и предупреждения выброса. После закрытия плашек превенто-ра перемещение бурильной колонны становится невозможным или ограничивается расстоянием между муфтами. Гибкая шаровая муф­та, расположенная между блоком аварийного разъединения и водо­отделяющей колонной, допускает небольшое боковое смещение ПБУ или БС относительно устья скважины. Наверху водоотделительной колонны имеется вторая шаровая муфта, которая часто включается в дивертор (отводное устройство телескопической секции водоотде­ляющей колонны). Манифольды превенторных установок дают воз­можность осуществлять разрядку скважины путем выпуска жидкости или газа через две нагнетательные линии (аварийную и рабочую), циркуляцию раствора с регулируемым противодавлением на пласт, закачку раствора в скважину (в межтрубное пространство) буровым насосом или цементировочными агрегатами.

В случае бурения глубоких скважин, когда в разрезе встречают­ся горизонты с большим пластовым давлением нефти и газа, применя-

ют наиболее сложную схему оборудования устья с вращающимся ире-вентором, рассчитанным на большое давление. Здесь, непосредственно под вращающимся превентером, служащим для герметизации устья в процессе бурения, установлен универсальный превентор, позволяющий герметизировать устье скважины при наращивании и спускоподъемных операциях. Универсальный превентор монтируется на плашечный с трубными плашками. Он является аварийным для случая, когда ра­боту вскрытого пласта необходимо прекратить во время нахождения бурильного инструмента в скважине. Тогда закрывают превентор с трубными плашками а через отвод закачивают утяжеленную промы­вочную жидкость. Превентор с трубными плашками монтируют на крестовине, один патрубок которой предназначается для отвода вы­ходящей из скважины смеси, а второй подсоединяется к нагнетатель­ному трубопроводу бурового насоса. Под крестовиной устанавливают еще один превентор с глухими плашками или задвижками высокого давления. Шашечные превенторы с глухими и трубными плашками комплектуются системой гидравлического управления. Их применяют в морском бурении в основном при размещении оборудования под во­дой. В действие плашки приводятся поршнями двойного действия, при этом давление в скважине способствует удержанию плашек в закры­том положении без помощи систем управления.

Полностью избежать возникновения ситуаций, когда пластовое давление становится больше забойного, при существующей техноло­гии буровых работ пока невозможно. Следовательно, при проводке скважин всегда существует опасность газонефтеводопроявлений (ГНВП). Своевременно обнаруженные ГНВП можно, как свидетель­ствует мировая практика, быстро ликвидировать. При этом трудоем­кость работ по ликвидации проявлений в основном зависит от коли­чества поступившего в скважину флюида. По мере увеличения его поступления трудоемкость также значительно возрастает.

Для взятия проявляющей скважины под контроль в настоящее время служит, за исключением особых случаев, метод уравновешен­ного пластового давления, характеризующийся тем, что в течение всего процесса ликвидации проявлений поддерживается постоянное забойное давление, немного превышающее пластовое. Вследствие это­го предупреждается поступление пластового флюида, а в скважине не создается чрезмерное давление. Использование такого метода способ­ствует максимальному сокращению времени глушения и минималь­ной затрате материалов, обеспечивает целостность обсадных колонн и пород открытой части разреза, уменьшает загрязнение вскрытого

пласта. Для осуществления успешной ликвидации ГНВП следует строго соблюдать действующие правила, важнейшими из которых яв­ляются следующие.

При малейшем подозрении о начале проявления при бурении необходимо сразу же прекратить циркуляцию или остановить рабо­ты но спуско-иодъему инструмента и установить причины перелива промывочной жидкости. Если движение раствора из скважины обус­ловлено закачкой в бурильные трубы утяжеленного раствора, то пос­ле остановки насосов оно станет незначительным, а вскоре и совсем исчезнет. При поступлении же в ствол скважины флюида, движение раствора будет происходить с ускорением, зависящим от глубины скважины и количества поступившего флюида. Через 5—10 мин после герметизации устья скважины следует снять показания давления в трубном и затрубном пространствах, оценить объем поступающего флюида и обеспечить меры по прекращению его дальнейшего поступ­ления в скважину. Несоблюдение этих правил может привести к ос­ложнению работ по ликвидации нефтегазопроявлений. Осложненные ситуации могут возникнуть вследствие:

поступления пластового флюида в скважину в количестве, пре­вышающем предельное значение;

ошибки при оценка пластового давления;

нарушения целостности обсадной колонны;

поступления в скважину кислых газов (сероводорода, углекисло­го газа и др.).

Осложнения при ГНВП, приводящие к неординарным ситуаци­ям и необходимости поиска нестандартных решений, имеют место до­вольно часто. Поэтому следует быть постоянно готовым к возмож­ности их проявления и осуществлению ликвидации их последствий.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Александров М. Я. Безопасность человека на море. — Л.: Судостроение, 1983.

2. Алиев Я. А. Предотвращение загрязнения моря на разработках морских ме­сторождений. — М.: Недра, 1981.

3. Арктические подводные операции / Под ред. Л. Рея. — Л.: Судостроение, 1989.

4. Архангородский А. Г., Розенденг Б. Я., Семенов Л. Н.Прочность и ремонтпромысловых судов. — Л.: Судостроение, 1982.

5. Белов Я. С. Морские нефтегазовые месторождения и экология. -- М.: Не­дра, 1989.

6. Бирбраер А. Я. Расчет конструкций на сейсмостойкость. — СПб.: Наука, 1998.

7. Боровиков Я. А., Самарский В. Я. Подводная техника морских нефтепро­мыслов. — Л.: Судостроение, 1980.

8. Борьба с пожарами па судах/ Под ред. М. Г. Ставицкого.В 2-х т. — Л.: Судостроение, 1976.

9. Бреббиа К., Уокер С. Динамика морских сооружений: Пер. с англ. — Л.: Судо­строение, 1983.

10. Булатов А. И., Аветисов А. Г. Справочник инженера по бурению. — В 4-х кн. — М.: Недра, 1993.

11. Васильев А. А. Электрокаплеструйные маркировочные машины нового поко­ления // Вести, технологии судостроения. — 1995. № 1. — С. 28—30.

12. Ветер и волны в океанах и морях: Справ, данные. Регистр СССР. — Л.: Транс­порт, 1974.

13. Волков Ю. С, Рыболов И. И. Сооружения из железобетона для континенталь­ного шельфа. — М.: Строй издат, 1985.

14. Волошин В. Я. Охрана морской среды: Учеб. пособ. — Л.: Судостроение, 1987.

15. Вяхирев P. M.f Никитин Б. А., Мирзоев Д. А. Обустройство и освоение морс­ких нефтегазовых месторождений. — М.: Изд-во АГН, 1999.

16. Гаврилов В. Я. Черное золото планеты. — М.: Недра, 1990.

17. Галахов И. Я., Литонов О. Е., Алисейчик А. И. Плакучие буровые платформы (конструкция и прочность). — Л.: Судостроение, 1981.

18. Гарипов В. 3., Хитрое А. М„ Халимов Э. М. Проблемы и перспективы раз­витиясырьевой базы ТЭК России в начале XXI века / Юбилейная сессия «Неф-

тегазовое образование и наука: итоги, состояние и перспективы» // Тез. докл.: РГУН и Г им.И. М. Губкина. - 2000. - С. 3-4.

19. Гудзе А. А., Нелобров Я. О. Технологическое оборудование для бурения мор­ских скважин с плавучих полуиогружных платформ // Судостроение. — 1982 —Mb 2.

20. Гудзе А. Л., Игнатович В. С. Опыт изготовления опорных колонн пла­вучих буровых установок // Технология судостроения. — 1972. — Mb 5. — С. 19-26.

21. Гуссейнов Т. И. Охрана природы при освоении нефтегазовых месторожде­ний. - М.: Недра, 1989.

22. Гуськов М. Г., Макаров В. Г., Ситченко Л. С. Санитарные системы морских судов: Учеб. пособ. - Л.: Изд-во ЛКИ, 1989.

23. Летков С. Я. Охрана природы нефтегазовых районов. — М.: Недра, 1994.

24. Доброжинец И. Б., Потапов В. М, Пилении В. П. Устройство для герметиза­ции стыков при соединении на плаву частей кормы самоподъемной ПБУ «Баку» // Технология судостроения. — 1977. — Mb 5. — С. 33.

25. Доусон Т. Проектирование сооружений морского шельфа: Пер. с англ. — Л.: Судостроение, 1986.

26. Екимов В. В. Вероятностные методы в строительной механике корабля. — Л.: Судостроен ие, 1966.

 

27. Зубрилов С. Я., Иищк Ю. Г., Косовский В. И. Охрана окружающей среды при эксплуатации судов. — Л.: Судостроение, 1989.

28. Катанович А. А., Хайзерун Е. М. Суда для прокладки подводных кабелей свя­зи. — Л.: Судостроение, 1988.

29. Кваиш А. Е.., Баранов В. Я., Пастухов А. П. Система вентиляции взрывоопас­ных помещений ППБУ // Судостроение. — 1982. - Mb 2.

30. Кульмач П. П., Тругаев А. Я, Хоперский В. В. Морские гидротехнические со­оружения". - Ч. 2. - Л.: Изд-во ЛВВИСКИ, 1975.

 

31. Кормак Д. Борьба с загрязнением моря нефтью и химическими вещества­ми: Пер. с англ. — М.: Транспорт, 1989.

32. Котенев Ю. А. Экологические аспекты функционирования нефтегазовых сис­тем. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 1998.

33. Куклин О. С, Брук М. Б., Шабаршин В. Я. Новое многофункциональное ресур-сособирающее гибочио-правильпое оборудование // Вест, технологии судостроения. — 1995. - № 1. - С. 31-34.

34. Куксов А. К., Бабаян Э. В., Шевцов В. Д. Предупреждение и ликвидация газо-нефтеводоироявлений при бурении. - М.: Недра, 1992.

 

35. Кутняков М. И., Патаракин Д. В., Силинов М. Я. Технология монтажа нижней части опорных колонн // Технология судостроения. — 1972. — № 5. — С. 36.

36. Леонтьев О. К. Краткий курс морской геологии. — М.: Изд-во МГУ, 1963.

37. Лобанов В. А. Справочник по технике освоения шельфа. — Л.: Судострое­ние, 1983.

38. Малинин И. Я. Прикладная теория пластичности и ползучести. — М.: Ma­шиностроен не, 1975.

 

39. Мазур И. И. Экология нефтегазового комплекса. - М.: Недра, 1993.

40. Макаров В. Г. Специальные системы судов-газовозов: Учеб - СПб- Изч-во СПбГМТУ, 1997.

41. Макаров В. Г., Ситченко Л. С. Системы микроклимата: Учеб. пособие -СПб.: Изд-во СПбГМТУ, 1993.

42. Мартыненко В. И., Ставицкий М. Г. Когда на борту пожар. - Л.: Судо­строение, 1983.

43. Механизация и автоматизация судостроительного производства: Справочник/ Л. Ц. Адлерштейп, М. И. Клестов, Л. Н. Нахамкин и др. - Л.: Судостроение, 1988.

44. Модульная постройка судов / Л. Ц. Адлерштейп, Г. В. Бовыкин, А. Л. Ва­сильев и др. — Л.: Судостроение, 1983.

45. Морское бурение нефтяных и газовых скважин // Нефтегазовые техноло­гии. - 2000. - № 3. - С. 50-51.

46. Морские гидротехнические сооружения на континентальном шельфе: Учеб. / О. В. Симаков, К. Н. Шхинек, В. А. Смелов и др. - Л.: Судостроение, 1989.

47. Морской энциклопедический словарь: В 3-х т. / Под ред. В. В. Дмитрие­ва. - Л.: Судостроение, 1991. - 504 с; 1993. - 584 с; 1994. - 488 с.

48. Молохов В. Л., Кутняков М. К, Зубричев В. М. Оптимизация технологии и мощения опорных колонн серийных плавучих буровых установок // Технология су­достроения. - 1979. - № 3.

 

49. Никитин Б. А Проблемы создания арктического нефтегазонромыслового флота // Судостроение. — 1996.

50. Нил П. 48-я ежегодная перепись буровых установок США // Нефтегазовые технологии. - 2001. - № 1. - С. 76-80.

51. Оборудование и инструмент для предупреждения и ликвидации фонтанов: Справ. / В. Р. Радковский, Д. В. Рымчук, Ю. Е. Ленкевич, О. А. Блохип. - М ■ Недра, 1996.

 

52. Освоение шельфа Арктических морей России / Тез. докл. 1-й Междуна­родной конференции RAO-93. - СПб.: Изд-во СПбГМТУ, 1993.

53. Освоение шельфа Арктических морей России / Тр. 1-й Международной конференции RAO-93. - М.: 1994.

54. Освоение шельфа Арктических морей России / Тез. докл. 2-й Междуна­родной конференции RAO-95. - СПб.: Изд-во СПбГМТУ, 1995.

55. Освоение шельфа Арктических морей России / Реф. докл. 3-й Междуна­родной конференции RAO-97. - СПб.: Изд-во ЦНИИ им.акад.А.Н.Крылова, 1997.

56. Освоение шельфа Арктических морей России / Реф. докл. 4-й Междуна­родной конференции RAO-99. - СПб.: Изд-во ЦНИИ им.акад.А.Н.Крылова, 1999.

57. О концепции генеральной схемы развития работ в РАО «Газпром» но ос­воению газовых и нефтяных сооружений на континентальном шельфе до 2000 года и на перспективу до 2010 года / Материалы НТС РАО «Газпром» - М 1997 -110 с.

58. Основы технологии судостроения: Учеб. / В. Л. Александров, Г. В. Бавы-кин, В. П. Доброленский и др./ Под общ. ред. В. Ф. Соколова. - СПб.: Судо­строение, 1995.

 

59. Патин С. А. Решение экологических проблем при освоении морских неф­тегазовых месторождений: анализ национального и международного опыта // Неф­тегазовые технологии. 2000. №2. — С. 21—31.

60. Патин С. А. Экология морского нефтегазового комплекса: мировой опыт и российские тревоги // Нефтегазовые технологии. — 2000. — jN« 3. — С. 26—29.

61. Патин С. А. Экологические проблемы освоения нефтегазовых ресурсов морского шельфа. — М.: Изд-во ВНИИРО, 1997.

62. Петинов С. В. Основы инженерных расчетов усталости судовых конструкций.— Л.: Судостроение, 1990.

 

63. Питер М. Лоуви. Плавучие системы для добычи, хранения и отгрузки нефти в Мексиканском заливе: вариант, испытанный в промысловых условиях // Нефтегазовые технологии. — 2000. — № 3. — С. 72-76.

64. Пожарная безопасность на судах: Пер. с англ. — Л.: Судостроение, 1985.

65. Последние новости // Нефтегазовые технологии. — 2000. — № 6. — С. 69-70.

66. Правила классификации и постройки морских стационарных и плавучих буровых платформ. — СПб.: Российский Морской Регистр судоходства, 2001.

67. Правила классификации и постройки плавучих буровых установок / Ре­гистр СССР - Л.: Транспорт, 1983.

68. Правила по оборудованию морских судов. — СПб.: Российский Морской Регистр судоходства, 1999.

69. Рекомендации парламентских слушаний «Об экологических проблемах, свя­занных со строительством и эксплуатацией магистральных пефте- и газопроводов»- / Т. В. Злотникова, В. В. Тетельмии, Ю. В. Уткин и др. // Нефтегазовые технологии. — 2000. - № 4. - С. 3-6.

70. Самоподьемные плавучие буровые установки / Ю. А. Агагусейнов, Э. Л. Виш­невская, И. П. Кулиев и др. — М.: Недра, 1979.

71. Санитарные правила для плавучих буровых установок Минздрава СССР, 1986.

72. Семенов Ю. Я, Портной А. С. Перспективы освоения морских нефтегазовых месторождений России // Судостроение. — 1998. — № 2. — С. 8—13.

73. Семенов Ю. Я, Портной А. С. Технические средства освоения ресурсов Ми­рового океана: Учеб. пособие. - СПб.: Изд. Центр СПбГМТУ, 1995.

74. Семенов Ю. Я, Портной А. С., Боровиков Я. Л. и др. Определение состава комплекса технических средств для разведочного бурения на морских месторождени­ях. - М.: Изд-во ВНИИЭ Газпрома, 1987.

 

75. Семенов Ю. Я., Разуваев В. Я. Состав и общие принципы проектирования технических средств освоения океана: Конспект лекций. — Л.: ИПК МСП, 1983.

76. Семенов-Тян-Шанский В. В. Статика и динамика корабля. - Л.: Судостро­ение, 1973.

77. Семеиов-Тян-Шанский В. В., Благовещенский С. Я, Холодилин А. Я. Качкакорабля. — Л.: Судостроение, 1969.

78. Симоненко А. С. Устройства плавучих буровых установок: Учеб. — СПб.: Изд. Центр СПбГМТУ 1994.

 

79. Ситчеико Л, С, Макаров ВТ. Гидравлические расчеты водяных противопо­жарных систем: Учеб. пособие. - Л.: Изд-во ЛКИ, 1981.

80. Ситчеико Л. С, Макаров В. Г. Гидравлические расчеты трюмных систем-Учеб, пособие. - Л.: Изд-во ЛКИ, 1981.

81. Ситчеико Л. С, Макаров В. Т Гидравлические расчеты балластных систем: Учеб. пособие. - Л.: Изд-во ЛКИ, 1982.

82. Ситчеико Л. С, Макаров В. Г. Основы проектирования грузовых и обеспечи­вающих систем танкеров: Учеб. пособие. - Л.: Изд-во ЛКИ, 1984.

83. Спирин Н. А, Кутшков М. Н, Самсонов В. А Особенности технлогии формиро­вания на плаву ППБУ «Касморнефть» // Технология судостроения. - 1979 - № 3 -С. 36-49.

84. Справочник монтажника буровых установок / А. Н. Гноевых, А. Н. Лобкин, В. Ф. Абубакиров и др. - М.: Недра, 1997.

85. Справочник по теории корабля / Под ред. Я. И. Войткумского. - В 3-х т. -Т. 1. - Гидромеханика. Сопротивление движению судов. Судовые движители. - Л.: Судостроение, 1985.

86. Справочник но теории корабля / Под ред. Я. И. Войткумского. - Т. 2. - Л.: Судостроение, 1985.

87. Технология постройки плавучих буровых установок для бурения морских скважин. Зарубежный опыт. - Л.: ЦНИИ «Румб», 1980. - 74 с.

88. Точность в судовом корпусостроении / В. Л. Александров, Л. Ц. Адлерштеин, В. В. Макаров и др. - Л.: Судостроение, 1994.

89. Храпатый Н. Г., Беккер А. Г., Гнездилов Е. А. Гидротехнические сооружения на шельфе. - Владивосток: ДВГУ, 1983.

90. Штумпф Э. П. Пожарная сигнализация на судах. — Л.: Судостроение, 1982.

91. Энциклопедия газовой промышленности: Пер. с фр. — 4-е изд. - М- АО «Твант», 1994. - 884 с.

92. API RP2N. Planning, designing, and constructing structures and pipelines for arctic conditions / American Petroleum Institute, 1995.

ОГЛАВЛЕНИЕ

ПРЕДИСЛОВИЕ 3

ГЛАВА 1. ОБЩЕЕ СОСТОЯНИЕ МОРСКОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА В МИРЕ 6

1.1. Общие сведения о свойствах нефти и газа................................................... 6

1.2. Состояние и перспективы морской добычи нефти и газа....................... 12

1.3. Освоение морских месторождений России................................................. 20

1.4. Техника и технология, применяемые на различных этапах освоения морских месторождений 25

ГЛАВА 2. АРХИТЕКТУРНО-КОНСТРУКТИВНЫЕ ТИПЫ МБУ................................... 49

2.1. Классификация МБУ........................................................................................ 49

2.2. Самоподъемные плавучие буровые установки........................................ 55

2.3. Полупогружные плавучие буровые установки......................................... 63

2.4. Погружные плавучие буровые установки.................................................. 69

2.5. Буровые установки на натянутых связях.................................................... 71

2.6. Буровые суда....................................................................................................... 74

2.7. Стационарные буровые установки............................................................... 78

ГЛАВА 3. ВНЕШНИЕ НАГРУЗКИ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ НА МБУ................................... 88

3.1. Характеристика внешних условий эксплуатации МБУ.......................... 88

3.2. Ветровые нагрузки............................................................................................. 90

3.3. Нагрузки от течений.......................................................................................... 95

3.4. Волновые нагрузки............................................................................................ 97

3.5. Ледовые нагрузки............................................................................................... 105

3.6. Нагрузки при швартовке в море................................................................... 109

3.7. Статическое взаимодействие с фунтом...................................................... 114

3.8. Оценка сейсмостойкости................................................................................ 118

ГЛАВА 4. КОНСТРУКЦИЯ КОРПУСА МБУ.............................................................. 126

4.1. Основы обеспечения прочности корпуса МБУ......................................... 126

4.2. Судокорпусные стали, применяемые для МБУ......................................... 134

4.3. Конструкция корпуса СПБУ........................................................................... 138

4.4. Конструкция корпуса ППБУ........................................................................... 149

4.5. Конструкция ледового пояса буровых установок.................................... 157

ГЛАВА 5. СТАТИКА И ДИНАМИКА МБУ 160

5.1. Статика МБУ 160

5.1.1. Расчеты элементов плавучести МБУ........................................... 160

5.1.2. Остойчивость МБУ. Нормирование остойчивости..................... 167

5.1.3. Непотопляемость МБУ................................................................ 174

5.2. Качка МБУ 175

5.2.1. Проблемы мореходности МБУ.................................................... 175

5.2.2. Описание волнения...................................................................... 176

5.2.3. Линейная качка плавающих сооружений................................... 186

 

5.3. Системы позиционирования полугюгружных буровых установок 207

5.4. Сопротивление движению МБУ....................................................... 219

ГЛАВА 6. СИСТЕМЫ МБУ.......................................................................................... 224

6.1. Классификация трубопроводных систем 224

6.2. Общесудовые системы 225

6.3. Специальные системы МБУ 246

ГЛАВА 7. УСТРОЙСТВА МБУ..................................................................................... 265

7.1. Устройства общего назначения 265

7.2. Опорно-подъемное устройство СПБУ 279

ГЛАВА 8. МЕТОДЫ ПОСТРОЙКИ МБУ...................................................................... 287

8.1. Общие положения 287

8.2. Методы постройки стационарных МБУ 287

8.3. Методы постройки самоподьемных буровых установок 301

8.4. Методы постройки ППБУ 315

ГЛАВА 9. ИЗГОТОВЛЕНИЕ ДЕТАЛЕЙ И СЕКЦИЙ КОРПУСА ОБОРУДОВАНИЕ И ОТДЕЛКА ПОМЕЩЕНИЙ МБУ 335

9.1. Изготовление деталей корпуса 335

9.2. Изготовление сварных тавровых балок 342

9.3. Изготовление секций 345

9.4. Изготовление опор самоподъемных буровых установок 352

9.5. Изготовление стабилизирующих колонн полу погружных

буровых установок 367

9.6. Оборудование и отделка помещений буровых установок 370

ГЛАВА 10. СПОСОБЫ ВЫПОЛНЕНИЯ ОСНОВНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОПЕРАЦИЙ ПРИ ИЗГОТОВЛЕНИИ И МОНТАЖЕ КОРПУСНЫХ КОНСТРУКЦИЙ МБУ 375

10.1. Общие положения 375

10.2. Проверочные работы 375

10.3. Сборочные работы 387

10.4. Сварочные работы 398

10.5. Испытание конструкций на непроницаемость 406

ГЛАВА 11. МОРСКОЕ БУРОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ.................................................. 415

11.1. Морская скважина и технология бурения 415

11.2. Технология строительства морской буровой скважины 418

11.3. Комплекс подводно-устьевого оборудования для ПБУ 422

11.4. Исследование пробуренной скважины на нефть и газ 434

ГЛАВА 12. ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА МБУ..................................................... 437

12.1. Особенности возникновения пожаров на МБУ. Классификация

пожаров и средств противопожарной защиты 437

12.2. Взрывоопасные зоны МБУ 413

12.3. Системы пожаротушения МБУ 416

ГЛАВА 13. ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОСВОЕНИИ МОРСКИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (МНГМ) 485

13.1. Общие понятия нефтегазовой экологии при техногенной деятельности на континентальном шельфе 485

13.2. Основные направления обеспечения экологической

безопасности при эксплуатации современных МНГК 492

13.3. Договорно-правовое регулирование предупреждения

загрязнения морской среды 494

13.4. Сбор и очистка нефтесодержащих трюмных вод 499

13.5. Очистка сточных вод. Технологические процессы и установки 504

13.6. Предотвращение загрязнения морской среды мусором

и бытовыми отходами 513

13.7. Очистка технологических отходов бурения 517

13.8. Аварийные выбросы из скважины на МБУ и борьба с ними 521

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 526

 

 

Учебное издание

Борисов Рудольф Васильевич

Макаров Владимир Витальевич

Макаров Владимир Георгиевич

Никитин Владимир Семенович

Портной Алексей Семенович

Симоненко Александр Сергеевич

[Соколов Владимир Федорович]

Степанов Игорь Владимирович

Тимофеев Олег Яковлевич

Читайте также:

lektsia.com

ЗАГРЯЗНЕНИЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН

 

Применяемая ныне технология строительства скважин вызывает как техногенные нарушения на поверхности земли, так и изменения физико-химических условий на глубине при вскрытии пластов-коллекторов в процессе бурения. Загрязнителями окружающей среды при проходке и оборудовании скважин являются многочисленные химические реагенты, применяемые для приготовления буровых растворов. К настоящему времени не все реагенты, входящие в состав буровых растворов, имеют установленные ПДК и лимитирующие показатели вредности.

Существенно загрязняют окружающую среду нефть и нефтепродукты, которые могут поступать на поверхность не только в качестве компонентов буровых растворов, но и при использовании горюче-смазочных материалов, при испытании скважин или в результате аварии.

При строительстве буровой загрязнение атмосферы в основном ограничивается выбросами в атмосферу отработанных газов от двигателей транспортных средств.

Работа дизельных установок в течение года на одной буровой обеспечивает выброс в атмосферу до 2 т УВ и сажи, более 30 т оксида азота, 8 т оксида углерода, 5 т сернистого ангидрида. Перевод буровых станков на электропривод позволит снизить расход нефтепродуктов, уменьшить загрязнение территории и ликвидировать выбросы в атмосферу продуктов сгорания топлива.

В период проходки скважины негативное воздействие на почвенный слой, поверхностные и подземные воды оказывают буровые растворы, расход которых на один объект может достигать 30 м3/сут. Кроме того, при бурении скважин возможно применение нефтепродуктов в объеме до 1 тыс. т в год.

В период испытания скважины преобладает углеводородное загрязнение, а на этапе демонтажа буровой происходит загрязнение территории за счет использованных технических материалов и не подлежащего восстановлению оборудования.

В состав промывочных жидкостей входит целый ряд химических ингредиентов, которые обладают токсичными свойствами (аммоний, фенолы, цианогруппы, свинец, барий, полиакриламид и пр.). Особенно тяжелые экологические последствия вызывает сброс промывочных жидкостей специального назначения, например, на соляровой основе. Наличие органических реагентов способствует образованию суспензий и коллоидных систем в сточных водах.

Источники загрязнения при бурении скважин условно можно разделить на постоянные и временные. (Рисунок 7.1).

 

Рисунок 7.1 — Систематизация источников загрязнения природной среды при бурении скважин

К первым относятся фильтрация и утечки жидких отходов бурения из шламовых амбаров. Ко вторым — нарушение герметичности зацементированного заколонного пространства, приводящее к заколонным проявлениям и межпластовым перетокам; поглощение бурового раствора при бурении; выбросы пластового флюида на дневную поверхность; затопление территории буровой паводковыми водами или при таянии снегов и разлив при этом содержимого ША.

Общим для второй группы является то, что источники загрязнения носят вероятностный характер, а их последствия трудно предсказуемы.

 

7.3 ЗАГРЯЗНЕНИЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ НЕФТЕГАЗОВОМ СТРОИТЕЛЬСТВЕ

 

При нефтегазовом строительстве основной экологический ущерб наносится верхним приземным слоям литосферы и наземным биогеоценозам. Структурные элементы литосферы (почвы, грунты, грунтовые воды, растительные и животные сообщества) подвергаются физико-механическим воздействиям транспорта и строительной техники, размещаемых временных и постоянных объектов и загрязнениями (физическим, химическим, в том числе органическим и биологическим).

В процессе строительства происходит разрушение почв и утрата ими плодородия. Даже возвращение по окончании строительства ранее снятого плодородного слоя снижает плодородие почв в 2 - 3 раза из-за структурных нарушений, перемешивания части почв с подстилающими ее грунтами. На восстановление плодородия пашни в благоприятных природно-климатических условиях потребуется 3 - 5 лет. Если работы по рекультивации своевременно не проводятся, то негативные последствия усугубляет водная и ветровая эрозия.

При сооружении магистрального трубопровода на каждые 100км трассы нарушается в среднем 500 га земельных угодий, при прокладке дорог — не менее 250 га, да ещё под карьеры отводится не менее 100 га.

Основной экологический ущерб при трубопроводном строительстве наносится природной среде в период подготовительных работ по расчистке и планировке трассы, а также при вывозке на трассу труб, пригрузов и других материалов. К основным видам неблагоприятных воздействий на окружающую среду при подготовительных работах относятся:

Ø уничтожение или нарушения разной степени почвенно-растительных покровов;

Ø возникновение пожаров;

Ø загрязнение и замутнение водоёмов, нарушение естественного стока, заводнение и подтопление территорий, ведущее к заболачиванию и водной эрозии;

Ø загрязнение почв и земель нефтепродуктами, строительными материалами и отходами, бытовыми стоками и твердыми отходами.

Основными источниками загрязнения почв в нефтегазовом строительстве являются нефтепродукты (ГСМ), проливаемые на землю при заправках или ремонте техники, промышленные и бытовые стоки, еще нередко сбрасываемые на стройплощадках и базах на рельеф, а также отходы стройматериалов и твердые бытовые отходы.

Большой ущерб наносится при нефтегазовом строительстве биосфере. При прокладке трубопроводов вырубаются леса в полосе отвода, на многие годы уничтожаются внедорожными разъездами пастбища. Распугиваются и уничтожаются браконьерами птицы и звери. Из-за многочисленных случаев нарушения гидрологического режима малых рек, разрушения берегов больших рек и водоемов при прокладке подводных переходов, загрязнения их нефтепродуктами рыба уходит с мест нерестилищ и гибнет.

Основными источниками загрязнения атмосферы в строительном комплексе являются автотранспорт и предприятия стройиндустрии (заводы железобетонных изделий, кирпичные и механические заводы, деревообрабатывающие предприятия, котельные на жидком, твердом и газообразном топливе).

Загрязняющими веществами являются производственная пыль, углеводороды, аэрозоли, окислы азота, серы, углерода и др.

В сточных водах указанных предприятий загрязняющими веществами являются взвешенные вещества, нефтепродукты.

Большие объёмы водных ресурсов используются при проведении гидравлических испытаний нефтегазопроводов. Вода после испытаний, сильно загрязнённая грунтом, продуктами коррозии, окалиной, огарками электродов, сбрасывается в водоёмы или по рельефу в овраги и может принести ущерб окружающей среде, размывая грунт, заводняя местность и загрязняя водоёмы.

Экологический ущерб, наносимый окружающей среде в процессе строительства, не ограничивается загрязнением воздуха, воды, почв, уничтожением флоры и фауны. В ряде случаев рост нагрузок на грунты (статических, динамических, термодинамических) приводит к нежелательным явлениям и процессам - просадкам, оползням, заводнению, что угрожает устойчивости возводимого объекта и нарушает равновесие в геотехнической системе. Особенно опасны эти нарушения при строительстве на многолетнемёрзлых грунтах, где самые незначительные нарушения поверхностного термоизолирующего слоя почвы приводят к образованию карстовых воронок, овражной эрозии и другим не менее опасным для природы и объекта последствиям.

При потреблении природных ресурсов — сырья для стройматериалов, нарушаются сложившиеся формы рельефа поверхности, почвенный покров и структура почв. Следствием таких нарушений является изменение гидрологического и геокриологического режимов.

7.4 ЗАГРЯЗНЕНИЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ ДОБЫЧЕ, СБОРЕ И ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ

 

Загрязнение почвы и воды может происходить и при добыче, сборе, подготовке, транспорте и хранении нефти, газа и воды.

Однотрубная герметизированная система сбора имеет несомненные преимущества с точки зрения охраны окружающей среды.

Применение герметизированных однотрубных систем сбора продукции скважин и блочного оборудования позволяет все процессы, связанные с выделением газа из нефти, подготовкой нефти, газа и воды, сосредоточить на установках, расположенных в одном центральном пункте.

Система сбора нефти на промыслах является источником загрязнения водных ресурсов и почвы. Это обусловлено:

ü большой протяженностью трубопроводной сети, которая достигает 100 км для среднего промысла;

ü невозможностью практически предугадать место порыва коллекторов;

ü невозможностью обнаружить мгновенно порывы коллекторов, особенно небольшие.

В итоге объемы разлитой нефти, как правило, превышают объем остальных загрязнений.

Внедрение герметизированных систем сбора и транспорта нефти, хотя в значительной степени и снижает вероятность коррозии оборудования и коммуникаций, однако при подготовке нефти и воды герметизация часто нарушается вследствие коррозии, что приводит к утечке нефти и пластовых вод и загрязнению тем самым объектов окружающей среды.

Территория нефтепромыслов может загрязняться из-за неплотности в промысловых нефтепроводах и водоводах (утечки через сальники задвижек, фланцевые соединения, коррозия, эрозия, механические повреждения тела трубы и т. д.).

Работа промыслового оборудования в нефтяной промышленности происходит в крайне неблагоприятных условиях. Наряду с почвенной коррозией весьма существенное коррозионное воздействие на оборудование оказывает продукция самой скважины.

Узлы промысловой подготовки нефти (газосепарация, предварительный сброс пластовой воды, блоки обезвоживания и обессоливания) и общепромысловые резервуарные парки являются конечными пунктами сбора н транспорта нефти на промыслах. Обычно они располагаются на одной территории и объединяются в одно хозяйство. Поэтому канализация резервуарных парков и деэмульсационных установок также объединяются в общую систему.

При эксплуатации этих установок источниками загрязнения могут быть переливы и продукты, накапливающиеся в отстойной аппаратуре, резервуарах, которые составляют 0.5 – 12 г/т подготовленной нефти.

Остатки подготовки нефти, нефтяные шламы, значительно отличаются по физико-химическим свойствам от самой нефти, и требуют периодического удаления из аппаратуры, что осуществляется при чистке аппаратов и сопровождается загрязнением территории.

Для интенсификации процессов разрушения эмульсии на установках подготовки нефти и даже в отдельные скважины дозируются поверхностно-активные вещества (ПАВ) — деэмульгаторы.

Деэмульгаторы (химические реагенты с большой поверхностной активностью) — могут быть использованы при всех способах разрушения водонефтяных эмульсий: механических (отстой, фильтрация, центрифугирование), термических (подогрев, промывка горячей водой), электрических (обработка в электрическом поле постоянного или переменного тока) и т.д. Их применение позволяет улучшить качество товарной нефти, упростить технологический процесс, сократить время отстоя, осуществить предварительный сброс основной массы воды из эмульсии и способствует более полной очистке отделившейся воды от нефти и взвешенных частиц.

При подготовке нефти используют анионоактивные и неионогенные ПАВ: блоксополимеры окиси этилена и пропилена, оксиэтилированные амины, СЖК, высшие жирные спирты и алкилфенолы.

Основными источниками загрязнения окружающей среды при эксплуатации систем сбора и транспорта продукции скважин на нефтяных месторождениях являются следующие сооружения и объекты нефтепромыслов:

Устья скважин и прискважинные участки, где разлив нефти, пластовых и сточных вод происходит из-за нарушений герметичности устьевой арматуры, а также при проведении работ по освоению скважин, капитальному и профилактическому ремонту.

Трубопроводная система сбора и транспорта добытой жидкости из пласта и закачки сточных вод в нагнетательные скважины из-за неплотностей в оборудовании, промысловых нефтесборных и нагнетательных трубопроводах.

Резервуарные парки и дожимные сборные пункты, где разлив добытой жидкости происходит при спуске из резервуаров сточных вод, загрязненных осадками парафино-смолистых отложений, переливах нефти через верх резервуаров.

Земляные амбары, шламонакопители и специальные площадки, в которые сбрасываются осадки с резервуаров и очистных сооружений, представляющие отложения тяжелых фракций нефти, парафино-смолистых веществ и всевозможных примесей, насыщенных нефтью, нефтепродуктами и химреагентами, а также твердых минеральных примесей. В этих шламах могут содержаться до 80 – 85 % нефти, до 50 % механических примесей, до 70 % минеральных солей и до 5 % поверхностно-активных веществ.

Факельные установки предназначены для сжигания некондиционных газов, образующихся при пуске, продувке оборудования или в процессе работы, дальнейшая переработка которых экономически нецелесообразна или невозможна. С факельных устройств, котельных, нагревательных печей в качестве продуктов сгорания в окружающую среду выбрасываются оксиды азота, диоксид серы, оксид углерода, сажа.

 

7.5. ЗАГРЯЗНЕНИЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

 

Основными источниками загрязнения на нефтепромыслах являются эксплуатационные и нагнетательные скважины, кустовые насосные станции поддержания пластового давления.

Сегодня большое внимание уделяется повышению нефтеотдачи коллекторов. Основным методом интенсификации является заводнение, с помощью которого в нашей стране добывается свыше 85 % нефти. При поддержании пластового давления (ППД) возрастают темпы отбора УВ и сокращаются сроки разработки месторождения. Одновременно решается вопрос оборотного водоснабжения в процессе добычи нефти.

Наиболее рационально с экологических позиций применение промысловых сточных вод, позволяющее осуществить замкнутый цикл оборотного водоснабжения по схеме нагнетательная скважина - пласт - добывающая скважина — блок водоподготовки — система ППД. Использование сточных вод с целью ППД позволяет уменьшить капитальные затраты на строительство водозаборных сооружений, сократить расходы на бурение поглощающих скважин, утилизировать все нефтепромысловые воды с целью охраны окружающей среды. В результате достигается не только экологический, но и экономический эффект.

Образующиеся сточные воды нефтепромыслов практически полностью используются или должны использоваться повторно в процессах нефтедобычи. Отрасль не относится к производству, технологические процессы которого обязательно должны приводить к загрязнению окружающей среды. Если и допускается загрязнение окружающей среды, то оно является результатом аварий, нарушения технологической дисциплины и правил охраны окружающей среды.

Одной из основных причин загрязнения окружающей среды сточными водами являются аварии на трубопроводах. Разлитая пластовая вода засолоняет почву и приводит к гибели растительности.

Утечка воды через обсадные колонны эксплуатационных и нагнетательных скважин вызывает нежелательное загрязнение подземных водоносных горизонтов.

На большинстве нефтяных месторождений способы очистки и утилизации сточных вод на промыслах предусматривают выделение основной массы нефтепродуктов и твердых примесей, содержащихся в сточных водах, в резервуарах-отстойниках.

В зависимости от свойств сточных вод основными рекомендованными способами очистки служат следующие: механический, химический, физико-химический и биохимический (последний, к сожалению, практически не используется).

Качество промысловых сточных вод различных нефтяных месторождений имеет чрезвычайно разнообразный характер, изменяется в широких пределах и зависит от геологических свойств месторождения нефти, времени его разработки, технической оснащенности и метода очистки стоков на очистных сооружениях.

Основную массу сточных вод (85 %) нефтепромыслов составляют пластовые (добываемые с нефтью) воды. Количество пластовой воды, отделяемой от нефти, зависит от обводненностн нефти в продуктивном пласте. На старых, давно разрабатываемых нефтепромыслах обводненность нефти может достигать 70 – 80 % и более.

От 2 до 10 % сточных вод нефтепромыслов составляют ливневые воды, которые в большинстве случаев состоят из пресных технических и дождевых вод. Эти воды загрязнены в основном нефтепродуктами и механическими примесями, содержание которых изменяется соответственно от 100 до 2000 мг/л и от 100 до 5000 мг/л.

При закачке сточных вод в нефтяные пласты под высоким давлением они могут просачиваться в верхние пресноводные горизонты по затрубному пространству обсадных колонн из-за просадки цемента или из-за некачественного цементажа, или по “окнам водоупорных толщ”. Все это может привести в полную негодность для употребления в хозяйственно - бытовых и питьевых целях ближайшие водоемы и питьевые колодцы.

Так при нарушении эксплуатации одной из поглощающих скважин был осолонен Бишиндинский каптаж — один из источников водоснабжения г. Туймазы. Водозабор отключался от питания города.

Нефтепромысловые сточные воды могут оказать отрицательное влияние на состояние водоснабжения населения. Обнаружено, например, что частые аварийные порывы водоводов сточных вод цехов ППД, подготовки и перекачки нефти в местах водопользования населения пос. Шкапово, Озеровка, Мелисоново и других районов размещения ПО «Башнефть» привели к попаданию стоков в подземные воды и резко ухудшили состав воды в колодцах и родниках населенных пунктов.

На практике были случаи загрязнения и осолонения колодезных вод из-за перелива сточных вод из насосных станций.

Похожие статьи:

poznayka.org

выброс из скважины - это... Что такое выброс из скважины?

 выброс из скважины

hole blow

Большой англо-русский и русско-английский словарь. 2001.

  • выброс газа
  • выброс картерных газов

Смотреть что такое "выброс из скважины" в других словарях:

  • выброс (из скважины) — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN unload …   Справочник технического переводчика

  • внезапный выброс (из скважины) — фонтан (из скважины) — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность Синонимы фонтан (из скважины) EN blow …   Справочник технического переводчика

  • Выброс нефти и газа —         (a. oil and gas Outburst; н. Erdol und Gasausbruch; ф. degagement instantane du petrole et du gaz; и. erupcion de petroleo y gas, desprendimiento, instantaneo de petroleo y gas) внезапное самопроизвольное истечение из скважины нефти и… …   Геологическая энциклопедия

  • выброс газа (из буровой скважины) — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN gas kick …   Справочник технического переводчика

  • выброс газа через цементное кольцо в стволе скважины — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN gas through cement kick …   Справочник технического переводчика

  • выброс из взрывной скважины (в результате взрыва) — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN hole blow …   Справочник технического переводчика

  • пульсирующий напор или выброс — (из скважины) [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN head …   Справочник технического переводчика

  • внезапный выброс — фонтан (из скважины во время бурения) [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность Синонимы фонтан EN blowout …   Справочник технического переводчика

  • фонтанировать при отсутствии фонтанной арматуры на устье скважины — (открытый выброс) [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN blow wild …   Справочник технического переводчика

  • начать фонтанировать (о скважине) — выброс (из скважины) — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность Синонимы выброс (из скважины) EN blowout …   Справочник технического переводчика

  • Взрыв нефтяной платформы Deepwater Horizon — Координаты: 28°45′19.4″ с. ш. 88°23′15.65″ з. д. / 28.755389° с. ш. 88.387681° з. д.  …   Википедия

dic.academic.ru

ВЫБРОСЫ ИЗ СКВАЖИН : Геотермальная энергия : Юридическая библиотека

При проведении любых буровых работ, когда ожидается выход жидкости под высоким давлением, необходимо учитывать возможность выброса из скважины. Выброс может осуществляться по-разному. Одним из его типов является классический выброс на нефтяной сква­жине. Такой выброс имел место во время бурения одной из ранних геотермальных скважин в области Серро-Прието. Чтобы остановить фонтанирование скважины, там были использованы стандартные ме­тоды, применяемые на нефтяных разработках. Потребовались дни, что­бы поставить скважину под контроль, и все это время из нее вырыва­лись пар и соленая вода. При таком выбросе может выйти до 12 тыс. м3 соленой воды в сутки. Ясно, что выброс указанного количества соле­ной воды в сельскохозяйственном районе выдвигает серьезные проб­лемы. Должны быть разработаны методы быстрого прекращения фон­танирования скважины, как того требуют правила, регулирующие гео­термальные разработки шт. Калифорния.

19 Зак, 14650

Другой тип выброса имел место в Долине Больших Гейзеров. Здесь скважина проходила через формацию с неустойчивыми порода­ми. Попытки перекрыть поток пара привели к тому, что он стал ухо­дить в землю, угрожая вырваться в любом месте. Таким образом, выброс продолжался, и не прекращались попытки установить контроль над действием скважины. Описанная ситуация подобна имеющей мес­то на нефтяном месторождении Санта-Барбара-Чэнел, где при попыт­ке установить контроль над нефтяной скважиной возникла опасность просачивания нефти из трещины в направлении морского дна. Такая возможность должна быть, конечно, исключена путем тщательного выбора типа ствола скважины. Правила бурения нефтяных скважин в шт. Калифорния обеспечивают, по-видимому, хорошую защиту окру­жающей среды в этом смысле.

Потенциальные ресурсы

Из нескольких геотермальных районов, выявленных в шт. Кали­форния, только два привлекли широкое внимание исследователей: До­лина Больших Гейзеров в северной Калифорнии и долина Импириал- Валли в южной Калифорнии. Рассмотрим возможный потенциал Доли­ны Больших Гейзеров с точки зрения производства электроэнергии. Этой проблемой занимаются фирмы "Юнион ойл" и "Пэсифик гэз энд электрик". Последняя объявила о своих планах строительства геотер­мальных энергоблоков в данном районе в оставшиеся до конца этого десятилетия годы. Геотермальные энергоблоки вплоть до № 14 долж­ны были быть пущены к осени 1975 г.; с введением в эксплуатацию этих блоков полная установленная мощность электростанции "Боль­шие Гейзеры" достигнет ~600 МВт. К этому же сроку эта фирма на­мерена увеличить установленную мощность тепловых электростанций на 735 МВт, а атомных электростанций на 2120 МВт. За оставшиеся в этом десятилетии годы фирма планирует ввести в строй на атомных электростанциях дополнительно 4400 МВт установленной мощности. С учетом сказанного мощность геотермальных станций в 600 МВт хо­тя и заметна, но весьма мала.

Если, с другой стороны, геотермальное поле в Долине Больших Гейзеров окажется более обширным, чем по оценкам, сделанным на сегодняшний день (если, например, вполне реальной окажется оценка его эквивалентной электрической мощности в 4000 МВт), то вероятно, оно сможет заменить половину или более той мощности, которую фир­ма "Пэсифик гэз энд электрик" планирует ввести на своих атомных

электростанциях. Следует отметить, что до проведения значительно более обширной разведки с целью выявления областей, которые в на­стоящее время еще не являются экономически и технически привле­кательными геотермальными полями (если таковые действительно су­ществуют), геотермальные ресурсы не смогут реально заменить мод­ности, планируемые фирмой к вводу на атомных станциях.

Первая из вновь планируемых атомных станций должна вступить в строй весной 1977 г. С учетом сложившихся в данный момент тем­пов строительства, этот срок вряд ли будет выдержан. Если электри­ческие нагрузки будут продолжать расти со скоростью, при которой требуется указанный выше ввод дополнительных мощностей на атом­ных станциях, то вполне возможно, что дальнейшая эксплуатация гео­термальных ресурсов позволит заполнить образовавшийся разрыв в требуемых мощностях и преодолеть таким образом отставание в строительстве атомных электростанций.

Несколько факторов препятствуют более энергичной разработке геотермального поля Долины Больших Гейзеров. Во-первых, фирма- потребитель электроэнергии уже сделала значительные капиталовло­жения в развитие данного района, причем она обычно вкладывает ка­питал в строительство электростанций, срок эксплуатации которых можно точно предсказать заранее. Однако в случае геотермального месторождения, когда последнее становится непроизводительным, капиталовложения могут оказаться бесполезными; при этом невоз­можно точно определить заранее период экономически эффективной эксплуатации месторождения.

Во-вторых, если фирма "Пэсифик гэз энд электрик" будет иметь установленную мощность на станции "Большие Гейзеры", составляю­щую только 600 МВт, при общей установленной мощности системы, превышающей 15 тыс. МВт, то возможность потери производительно­сти геотермального поля не окажет серьезного влияния на ее способ­ность снабжать энергией своих потребителей. Рассмотрим проблему надежности, если мощность ГеоТЭС будет равна 4000 МВт. Можно утверждать, что продуктивность геотермального поля не будет рез-~ ко падать, а будет постепенно убывать в течение нескольких лет. Это связано с определенными неудобствами, поскольку время введе­ния в строй новых атомных электростанций составляет теперь пример­но 10 лет. Таким образом, для надежной эксплуатации геотермальных ресурсов требуется наличие выявленных и подготовленных к разработке ре­зервов. Этот факт подчеркивает необходимость энергичной разведки новых продуктивных площадей, наряду с эксплуатацией уже известных районов.

Таким образом, можно ожидать, что в настоящее время фирма- потребитель будет испытывать вполне естественное сомнение по по­воду вложения слишком больших сумм на разработку геотермальных ресурсов и не будет слишком полагаться на освоение новых энерге­тических мощностей на основе таких, несколько неопределенных, ре­сурсов. Предполагаемый рост нагрузок в системе станций, принадле­жащих фирме "Пэсифик гэз энд электрик", показывает, что даже с введением в строй двух дополнительных энергоблоков общей мощно­стью 2300 МВт на атомной электростанции в районе Дьябло-Каньон при современных темпах наращивания установленной мощности ГеоТЭС резервы системы не будут столь велики, как этого хотелось бы. Сле­довательно, с учетом реальных возможностей нельзя утверждать, что интенсивная разработка геотермальных ресурсов Долины Боль­ших Гейзеров позволит фирме "Пэсифик гэз энд электрик" отсрочить установку следующих двух энергоблоков на атомной станции в райо­не Дьябло-Каньон хотя бы до конца этого десятилетия. ГеоТЭС ско­рее будут просто дополнением к общей установленной мощности энер­гетической системы фирмы и смогут позволить лишь несколько ос­лабить темпы ввода в строй атомных электростанций в будущем.

Если обратиться теперь к долине Империал-Валли, то картина станет еще менее ясной. Здесь нет районов с экономически оправдан­ной продуктивностью. Более того, пока не рассматривалось никакой интенсивной программы выявления и определения размеров таких районов, которая могла бы дать обнадеживающие результаты в бли­жайшие два года. Согласно наиболее оптимистическим из опублико­ванных оценкам, принадлежащим проф. Рексу, потенциальные возмож­ности долины Импириал-Валли определяются в 20 тыс. МВт электри­ческой мощности.

Прогнозы роста потребностей в электрической энергии в южной Калифорнии показывают, что приведенной выше мощности вполне до­статочно для удовлетворения ожидаемых нужд в течение ближайших 10 - 20 лет. Однако при этом планируемое развитие обычных тепло­вых и атомных электростанций не может быть замедлено в настоя­щее время в ожидании создания геотермальных электростанций, по­скольку в данный момент в южной Калифорнии не существует геотер­мальных полей с экономически выгодной производительностью. Ни один опытный проектировщик, планирующий производство электро­энергии, не может выработать общей стратегии развития энергетиче­ских мощностей, не зная коэффициента использования геотермальной мощности, а последний он не в состоянии оценить до осуществления

программы интенсивной разведки. В то же время еще не ясно, когда такая программа будет реализована и кем.

Даже если такая программа и окажется успешной, фирмы - по­требители электроэнергии будут относиться к развитию геотермаль­ных разработок с максимальной осторожностью из-за недостаточной надежности системы. Пока не будет надежно доказана экономичес­кая выгода и определена продолжительность эксплуатации геотер­мальных полей, разработка геотермальных ресурсов должна прово­диться без лишней поспешности.

Интересно также рассмотреть, как потенциальное производство пресной воды на геотермальных установках может удовлетворить растущие потребности в воде долины Импириал-Валли. Известнр, что система калифорнийских акведуков будет удовлетворять общие по­требности южной Калифорнии в воде (исключая долину Импириал-Вал- ли) в течение ближайших 20 лет, а возможно и дольше. Известно так­же, что качество воды из реки Колорадо, используемой на орошаемых землях этой долины, постоянно ухудшается. Несомненно, что это постоянное ухудшение качества воды неблагоприятно сказывается на сельском хозяйстве.      >

Например, в настоящее время вода, забираемая из реки Кол.ора- до у дамбы Импириал-Дэм, содержит растворенные твердые веще­ства в количестве 900 мг/л. К 2000 г. по прогнозам Службы реки Колорадо содержание растворенных твердых веществ в воде превы­сит 1300 мг/л. Известно, что фермеры долины Мехикали-Валли, по­лучающие воду из бассейна, образованного дамбой Морелос-Дэм, уже страдают от плохого качества этой воды, в которой концентра­ция растворенных веществ составляет 1200 мг/л. На фиг. 5.1 пока­зано ожидаемое увеличение солености воды у дамбы Импириал-Дэм в зависимости от времени.

Предположим теперь, что обессоленная геотермальная вода бу­дет использована для смешивания с используемой на орошение водой с целью поддержания общего количества растворенных в воде ве­ществ на приемлемом для сельскохозяйственных целей уровне. Ес­ли предположить также, что таким приемлемым уровнем будет содер­жание, равное 900 мг/л, и что полное потребление воды орошаемы­ми районами долины Импириал-Валли остается на уровне 3,3 ■ 109 м3 ежегодно, то можно подсчитать количество полученной на опресни­тельных установках воды, требуемое для поддержания в этом райо­не благоприятного для сельского хозяйства солевого режима вод, в функции времени. Такой график приведен на фиг. 5.2. Из графика

5 1100]

* [

1 S?

70001

900i

800

700

 

1970

1980

1990

2000

Год

Фиг. 5.1. Рост солености у плотины Имлириал-Дэм согласно прогнозам Службы реки Колорадо (1971 г.),

 

2000

Год

Фи г. 5.2. Потребности в дистиллятной воде для смешения[ 1].

видно, что к 2000 г. для смешивания с орошаемой водой потребует­ся 1,1 • 109 м3 дистиллятной воды ежегодно. Следует отметить, что ~ 7,4 • 107м3 воды будет производиться ежегодно просто за счет сохранения конденсата, производимого на электростанции мощностью 1000 МВт. Таким образом, если электрическая мощность ГеоТЭС в долине Импириал-Валли действительно достигнет к 2000 г. 20000 МВт, то производимого на этих станциях конденсата будет достаточно для смешения с идущей на орошение водой; чтобы поддержать требуемое качество воды, хотя при этом должна возрасти подача сбросных вод на охлаждение. В том случае, когда в одну схему с электростанцией включена опреснительная установка, использующая оставшийся пос­ле вскипания извлеченной из скважины воды раствор, то к уже упомя­нутой величине в 7,4 • 307 м3 воды будет добавляться, возможно, 17,8 • 107 м3 пресной воды в год при мощности геотермальной элект­ростанции 1000 МВт. Следовательно, ежегодно потенциально возмож­но получить6 • 109 м3 дополнительной воды.

Следует напомнить, что сама ГеоТЭС обеспечивает первичный прирост количества опресненной воды и при обеспеченности охлажда­ющей водой стоимость этой воды может оказаться достаточно низкой. Последующие же приросты количества воды должны обеспечиваться опреснительной установкой, предназначенной для производства воды, но эта вода уже, согласно сделанным здесь ранее оценкам, может оказаться достаточно дорогой.

В заключение отметим, что, согласно проведенным к настояще­му времени геофизическим исследованиям, потребности южной Кали­форнии в электроэнергии в ближайшие 10 - 20 лет могут быть удов­летворены за счет геотермальных ресурсов долины Импириал-Валли и что, если бы была предпринята разработка этих ресурсов, связан­ное с ней производство пресной воды могло бы оказаться способным поддержать на нужном уровне качество воды в орошаемых в настоя­щее время районах долины Импириал-Валли до конца века, а возмож­но, и в дальнейшем. Возможно также, что снабжение дополнительной водой окажется эквивалентным или даже превысит возможности си­стемы Калифорнийских акведуков при создании системы транспорти­ровки воды в страдающие от ее недостатка районы. Однако имеется явное несоответствие между потенциалом геотермальных ресурсов в долине Импириал-Валли и имеющимися в наличиии общественными фондами, предназначенными для проведения геотермальных исследо­ваний в этом районе.

bookzie.com

выброс (из скважины) — с русского

См. также в других словарях:

  • выброс (из скважины) — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN unload …   Справочник технического переводчика

  • внезапный выброс (из скважины) — фонтан (из скважины) — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность Синонимы фонтан (из скважины) EN blow …   Справочник технического переводчика

  • Выброс нефти и газа —         (a. oil and gas Outburst; н. Erdol und Gasausbruch; ф. degagement instantane du petrole et du gaz; и. erupcion de petroleo y gas, desprendimiento, instantaneo de petroleo y gas) внезапное самопроизвольное истечение из скважины нефти и… …   Геологическая энциклопедия

  • выброс газа (из буровой скважины) — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN gas kick …   Справочник технического переводчика

  • выброс газа через цементное кольцо в стволе скважины — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN gas through cement kick …   Справочник технического переводчика

  • выброс из взрывной скважины (в результате взрыва) — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN hole blow …   Справочник технического переводчика

  • пульсирующий напор или выброс — (из скважины) [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN head …   Справочник технического переводчика

  • внезапный выброс — фонтан (из скважины во время бурения) [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность Синонимы фонтан EN blowout …   Справочник технического переводчика

  • фонтанировать при отсутствии фонтанной арматуры на устье скважины — (открытый выброс) [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN blow wild …   Справочник технического переводчика

  • начать фонтанировать (о скважине) — выброс (из скважины) — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность Синонимы выброс (из скважины) EN blowout …   Справочник технического переводчика

  • Взрыв нефтяной платформы Deepwater Horizon — Координаты: 28°45′19.4″ с. ш. 88°23′15.65″ з. д. / 28.755389° с. ш. 88.387681° з. д.  …   Википедия

translate.academic.ru