ОБЖ: как нефтяники соблюдают технику безопасности, когда добывают нефть, часть 1

Недавно прочитал сообщение, что мэр Москвы Сергей Собянин открыл Музей нефти на Сретенском бульваре. «В Москве нет нефтяных вышек, нефтяных месторождений, но у нас есть огромные отряды людей, которые двигают академическую науку, прикладную, образование, которое работает в значительной части на нефтяную отрасль страны, делая ее передовой», — подчеркнул на открытии мэр Москвы Сергей Собянин.

Молодец, Сергей Семёнович. И дело хорошее сделал – музей открыл, и слова хорошие сказал, вот только несмотря на то, что долгое время проработал на руководящих должностях в нефтедобывающих регионах, немного ошибся с терминологией. «Нефтяных вышек» нет не только в Москве, их нет нигде в мире. Есть буровые вышки (см. фото вверху), являющиеся частью буровых установок, а нефтяных нет. А что же тогда есть? А вот о том, какими способами и с помощью какого оборудования добывают нефть в России и мире я и постараюсь максимально доступным языком рассказать и наглядно показать в своей статье. (На фотографии вверху — буровая площадка в окрестностях Нарьян-Мара. Снимок не очень качественный, поскольку сделан автором через иллюминатор вертолёта). Начну с того, что нефть добывают из скважин. Скважина – это цилиндрическая горная выработка (отверстие в земле), незначительного диаметра и большой глубины, предназначенная для подъёма жидкости (вода, нефть) или газа на поверхность. Диаметр нефтяных скважин, как правило, ступенчато уменьшается от устья (выход скважины на поверхность) до забоя (дно скважины). Диаметр скважин начинается от 40 мм и редко бывает больше 900 мм. Средняя глубина нефтедобывающих скважин в России 2500 м. В скважины спускают специальные трубы, называемые обсадными, чтобы предохранить стенки скважин от обрушения. В зависимости от геологических условий нефтяного месторождения бурят различные типы скважин: Длиной скважины называется расстояние между устьем и забоем, измеряемое по оси ствола. Глубиной является проекция длины скважины на её вертикальную ось. Для вертикальных скважин эти значения одинаковы, а вот для наклонно-направленных и горизонтальных – различаются. Нефтяные скважины бурят как на суше, так и на море, но сегодня мы бурения касаться не будем, а перейдём сразу к способам добычи нефти или, как выражаются нефтедобытчики, к способам эксплуатации скважин.

В настоящее время применяются только два основных способа эксплуатации скважин:

• фонтанный (когда нефть извлекается из скважины самоизливом) и
• механизированный (который, в свою очередь, подразделяется на газлифтный и насосный).

Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин, в первую очередь, зависит от величины пластового давления и глубины залегания продуктивного (т.е. нефтеносного) пласта. Кроме того, на выбор способа эксплуатации может влиять состав нефти, степень её обводненности (т.е. % содержания воды), напор жидкости в стволе скважины и ряд других факторов.

Фонтанный способ добычи нефти

Данный способ применяется при высоком пластовом давлении. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам (НКТ) за счет энергии пласта.

Фонтанирование может происходить за счёт гидростатического напора (очень редко) или за счет энергии расширяющегося газа (в большинстве случаев, поскольку находящийся вместе с нефтью в пласте газ играет главную роль в фонтанировании скважины).

К преимуществам такого способа относится его высокая экономичность, поскольку подъем происходит естественным путем, что не требует применения дорогостоящего нефтедобывающего оборудования, позволяя тем самым сэкономить как на его стоимости, так и на техническом обслуживании.

Оборудование любой скважины, включая фонтанную, должно обеспечивать добычу продукции в заданном режиме и безопасное проведение всех необходимых технологических операций. Оно подразделяется на скважинное (подземное) и устьевое (наземное). Для фонтанного способа добычи нефти требуется технологически простое наземное и подземное оборудование.

Из подземного оборудования в скважину спускают НКТ с воронкой на конце для удобства спуска-подъёма исследовательских приборов. Колонна НКТ состоит из стальных бесшовных труб длиной 5 – 10 м, соединённых между собой резьбовыми муфтами. Диаметр НКТ варьируется от 27 мм до 114 мм, толщина стенки от 3 мм до 7 мм.

НКТ – основной рабочий инструмент при эксплуатации скважин. Эксплуатационная обсадная колонна, как правило, спускается в скважину, цементируется от забоя до устья, и больше не поднимается на поверхность, поэтому все подземные операции выполняются с помощью НКТ: подъём скважинной жидкости на поверхность, ремонтные и промывочные работы и т.д.

Конструкция скважины

В качестве наземного оборудования на устье скважины устанавливается фонтанная арматура (ФА). ФА предназначена для подвески колонны НКТ, герметизации межтрубного (затрубного) пространства, для эксплуатации, регулирования режима работы и ремонта скважины, а также для направления продукции скважины в выкидную линию (т.е. трубу по которой нефть поступает из скважины к замерной установке).

Фонтанная арматура

Обслуживают скважины операторы добычи нефти и газа

Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин применяется на начальном этапе разработки месторождений. По завершению процесса фонтанирования, на скважине начинают применять механизированные методы добычи.

Газлифтный способ добычи нефти

Газлифт является одним из механизированных способов добычи нефти и логическим продолжением фонтанного способа и, в принципе, мало чем от него отличается. При его использовании нефть поднимается из забоя за счет энергии газа, нагнетаемого с устья.

На этот способ переходят тогда, когда энергии пласта становится недостаточно для выталкивания нефти, поэтому её подъем начинают осуществлять с помощью подкачки в пласт сжатого газа. Для сжатия газа используют компрессоры высокого давления. Этот способ называют компрессорным.

Бескомпрессорный способ газлифта осуществляют методом подачи в пласт газа, уже находящегося под высоким давлением. Такой газ подводят с ближайшего месторождения.

Несмотря на то, что данный способ отличает простота обслуживания скважин, и он максимально удобен для подъема больших объемов нефти с высоким содержанием газа, он становится всё менее востребованным из-за того, что требует больших затрат на строительство компрессорных станций и газопроводов высокого давления.

В настоящее время газлифтным способом добывается не более 5% нефти в России. В этом ролике (4 минуты) от компании Weatherford очень наглядно (и, главное, без единого слова), показаны технологии, применяемые при газлифтной добыче нефти:

Насосные способы добычи нефти

К насосным способам механизированной добычи нефти относят, как несложно догадаться, добычу нефти при помощи различных видов насосных установок. Обратите внимание, что речь идёт именно об «установках», поскольку кроме, собственно, насоса необходимо и другое погружное (т.е. монтируемое в скважине) и наземное оборудование.

В настоящее время для добычи нефти применяются различные скважинные насосные установки:

1. установка штангового глубинного насоса (УШГН) или скважинная штанговая насосная установка (СШНУ)
2. установка электрического центробежного насоса (УЭЦН)
3. установка электроприводного винтового насоса (УЭВН)
4. установка электроприводного лопастного насоса (УЭЛН)
5. различные виды скважинных гидропоршневых насосных установок (ГПНА):
   • струйные
   • гидроимпульсные
   • турбонасосные
   • вибрационные.

В рамках данной статьи мы рассмотрим только первые три, как самые распространённые.

Добыча нефти при помощи установки штангового глубинного насоса (УШГН)

Да, да, да. Это именно та самая, всем известная «качалка», фотографию которой наиболее часто используют, когда говорят о нефтедобыче. Это обусловлено, с одной стороны, тем, что УШГН – самый старый и наиболее распространенный в мире вид механизированной эксплуатации нефтяных скважин, а, с другой стороны, тем, что это наиболее «фактурное» нефтедобывающее оборудование. Для понимания распространённости. Во всем мире сейчас находится в эксплуатации около 2 миллионов нефтяных скважин. УШГН оснащены примерно 750 000 из более чем 1 миллиона скважин, где применяют тот или иной способ механизированной добычи. УШГН действует по принципу поршневого устройства: при помощи возвратно-поступательных движений наземного привода через колонну насосных штанг глубинный насос поднимает нефть к поверхности. Станок-качалка приводится в движение при помощи электрического двигателя через клиноременную передачу. Также применяются и другие типы приводов для ШГН: цепной привод, гидравлический привод, длинноходовой привод, но назначение у всех одно – привести в движение колонну штанг, обеспечив работу глубинного насоса. Из всех просмотренных мной на youtube роликов про принцип работы УШГН (на русском языке), именно этот показался мне наиболее предпочтительным с точки зрения доступности, полноты изложения, визуализации и длительности (5 минут):

Добыча нефти при помощи установки электрического центробежного насоса (УЭЦН)

На фотографии вверху видна фонтанная арматура скважины, оснащённой УЭЦН. Сначала объясню, для чего нужны УЭЦН, если есть «качалки». Дело в том, что у УШГН (СШНУ) есть много недостатков, которых лишены УЭЦН, а именно:

• невозможность эксплуатации высокодебитных скважин, т.е. скважин, дающих большие объёмы нефти;
• низкая эффективность добычи нефти с большим содержанием воды;
• громоздкое и металлоёмкое наземное оборудование;
• высокая вероятность обрыва насосных штанг (особенно в наклонных и горизонтальных скважинах).

По статистике, доля скважин в России, оборудованных УШГН,— 34%. На УЭЦН приходится 63% скважин, при этом 82% нефти в стране добывается именно с помощью УЭЦН, что говорит о большей эффективности именно этого способа.

Основные компоненты УЭЦН:

• электроцентробежный насос (ЭЦН)
• погружной электродвигатель
• гидрозащита (протектор)
• газосепаратор (опционально)
• кабельная линия
• наземная станция управления (СУ)

Погружной электроцентробежный насос внешне ничем не отличается от трубы, но внутренняя полость такой трубы (т.е. корпуса насоса) содержит большое количество сложных в изготовлении деталей. (См. рисунок ниже. Изображение взято с сайта компании «Новомет») ЭЦН приводится в действие с помощью электродвигателя, расположенного в скважине (поэтому он и называется «погружным»). Подвод электроэнергии к нему осуществляется по погружному бронированному кабелю. Электродвигатель может быть асинхронным (магнитное поле создается статором двигателя) или вентильным (магнитное поле создается постоянными магнитами, находящимися в роторе двигателя), который имеет более высокий КПД. Управление погружной установкой производится через станцию управления (СУ). Применяются СУ прямого пуска, а также СУ с возможностью регулирования частоты вращения погружного электродвигателя. В этом кратком (1 минута) ролике от компании Weatherford очень наглядно (и, главное, без единого слова), показан принцип работы УЭЦН: Для вашего удобства, привожу перевод терминов, использованных в ролике: Electric Submersible Pumping System — установка электрического центробежного насоса (УЭЦН) Motor — погружной электродвигатель Seal — гидрозащита Gas Separator — газосепаратор Submersible Pump – погружной электроцентробежный насос (ЭЦН) Gas — газ Oil – нефть

Добыча нефти при помощи установки электроприводного винтового насоса (УЭВН)

Винтовой насос – это насос объёмного действия, подача которого прямо пропорциональна частоте вращения специального винта. При вращении винт (ротор) и его обойма (статор) образуют по всей длине ряд замкнутых полостей, которые передвигаются от приёма насоса к его выкиду. Вместе с ними перемещается и откачиваемая жидкость. Существует два варианта применения винтовых насосов для добычи нефти. При первом (как на картинке вверху), который получил наибольшее распространение, электродвигатель и редуктор монтируются на устье скважины и связаны между собой ременной передачей. Обойма винтового насоса спускается в скважину на НКТ, а винт крепится к штангам, которые вращаются электродвигателем через редуктор. При втором варианте (набирает популярность), схема установки УЭВН аналогична УЭЦН, т.е. винтовой насос приводится в действие погружным электродвигателем, который передаёт крутящий момент напрямую на вал винтового насоса через протектор. Благодаря приводу от погружного электродвигателя, в такой установке не применяются насосные штанги и редуктор, являющийся самым ненадёжным и дорогостоящим компонентом традиционной УЭВН. УЭВН применяются, главным образом, в скважинах с высоковязкой нефтью. В этом ролике от компании Weatherford «Progressing Cavity Pumping System» показан принцип работы УЭВН (достаточно посмотреть первые 2 мин.): Каждая из описанных выше технологий добычи нефти имеет свои плюсы и минусы, и выбор того или иного способа добычи зависит, главным образом, от геологических условий конкретного месторождения, ну и, естественно, от экономических параметров.

Меры безопасности при добыче нефти

Пожарная опасность при бурении скважин определяется двумя основными факторами: наличием на буровой площадке горючих материалов как в условиях нормальной работы, также возможностью образования источников зажигания.

Горючими материалами являются запасы топлива для двигателей, промывочные растворы на углеводородной основе, нефтепродукты, материалы, используемые для сооружения буровой. Помимо этого, при различных осложнениях в ходе бурения возможно появление значительного количества нефти и газа в результате выбросов и открытого фонтанирования скважины.

• Причинами, способствующими появлению источников зажигания, могут быть падение и соударение плохо закрепленных частей оборудования, нагрев трущихся деталей в механизмах, неисправное или неправильно эксплуатируемое электрооборудование, нарушение правил пожарной безопасности, атмосферное и статическое электричество, самовозгорание некоторых соединений, входящих в состав продукции скважин и химических реагентов.
• · общественные здания – 500 м;
• · здания, сооружения промышленных и сельскохозяйственных предприятий – 100 м.
• Площадка, предназначенная для монтажа буровой установки должна быть свободна от наземных и подземных трубопроводов, кабелей, очищена от леса кустарника, травы и спланирована в радиусе не менее 50 м.
• · возможность свободного перемещения людей и пожарной техники при возникновении пожара на буровой;
• · отвод жидкости, выбрасываемой из скважины при аварийных ситуациях;
• · предотвращение возможности затопления разлившейся жидкостью электрооборудования, находящегося под напряжением.

Площадка для размещения пожарной техники вокруг буровой должна быть не менее 12 м. Расстояние от площадки до устья скважины должно быть не более 15 м.

Топливные резервуары для двигателей внутреннего сгорания должны быть расположены на расстоянии не менее 40 м от наружных стен зданий и сооружений буровой. Топливопровод должен иметь два запорных устройства: одно – у топливного резервуара, а другое – у машинного помещения на расстоянии не менее 5 м от его укрытия с внешней стороны.

Топливная емкость и установка должны иметь обвалование, достаточное для предотвращения разлива топлива и масла на территории буровой.

Выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания буровых установок следует удалять на расстоянии не менее 15 м от устья скважины, не менее 5 м от боковой обшивки приводного блока.

Выкидные трубопроводы для отвода газа следует оборудовать факельной установкой, располагаемой с подветренной стороны на расстоянии не менее 60 м от устья скважины. Площадь вокруг факельной установки в радиусе 15 м должна быть очищена от кустарника, травы и деревьев. Территория вокруг факельной установки в радиусе 30 м необходимо оградить и обозначить предупреждающими знаками.

1. Жилые, бытовые и административные вагончики для вахтовых бригад следует располагать на расстоянии, равном высоте вышки плюс 10 м, но не менее 60 м от устья скважины.
2. · длина выкидного трубопровода должна быть не менее 100 м;
3. · в целях предотвращения попадания пластового газа в бурильные трубы в нижней их части должен быть установлен обратный клапан;
4. · при бурении необходимо производить анализ воздуха, выходящего из скважины, на содержание в нем природного газа;
5. · при обнаружении природного газа в зоне рабочей площадки буровой в количестве 20% от нижнего концентрационного предела распространения пламени необходимо приостановить буровые работы и принять меры по выявлению мест утечек и их устранить;
6. · запрещается определять места утечек газов при помощи открытого огня.
7. Пожарная опасность процесса бурения возрастает при осложнениях, нарушающих нормальный ход буровых работ и способных привести к фонтанированию нефти и газа из ствола скважины.
8. Чтобы предотвратить нештатные аварийные ситуации во время эксплуатации скважины, необходимо соблюдать следующие требования.
9. · исправность, прочность и герметичность фонтанной арматуры;
10. · рабочее давление на скважине.

• При компрессорном способе эксплуатации скважинконтролируют:
• · исправную работу компрессорных станций, обеспечивающих подачу воздуха или газа в скважину;
• · температурный режим работы компрессоров и давление в системе.
• При глубинно насосном способе эксплуатации скважинобеспечивают:
• · исправную работу механизмов станка-качалки;
• · установку специальных фильтров на конце колонны труб для предупреждения заклинивания плунжера насоса от попадания в него песка;
• · установку обратного клапана на выкидной линии, соединяющей арматуру скважины с газосепаратором, для предупреждения розлива нефти у скважины.
• Вопрос 83
• Склады нефти и нефтепродуктов –комплекс зданий, резервуаров и других сооружений, предназначенных для приема, хранения и выдачи нефти и нефтепродуктов.

К складам нефти и нефтепродуктов относятся: предприятия по обеспечению нефтепродуктами (нефтебазы); резервуарные парки и наливные станции магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов; товарно-сырьевые парки центральных пунктов сбора нефтяных месторождений, нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий; склады нефтепродуктов, входящие в состав промышленных, транспортных, энергетических, сельскохозяйственных, строительных и других предприятий и. организаций (расходные склады).

В соответствии со СНиП 2.11.03-93 «СКЛАДЫ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ. ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ НОРМЫ» склады по своему назначению и вместимости подразделяются на следующие категории:

Категория склада	Максимальный объем резервуара, м3	Общая вместимость склада, м3
I	–	Св. 100 000
II	–	Св. 20 000 до 100 000 включ.
IIIа	До 5000 включ.	Св. 10 000 до 20 000 включ.
IIIб	До 2000 включ.	Св. 2 000 до 10 000 включ.
IIIв	До 700 включ.	До 2 000 включ.

Номинальный объем резервуара— условная округленная величина объема, принятая для идентификации требований норм для различных конструкций резервуаров при расчетах номенклатуры объемов резервуаров, вместимости складов, компоновки резервуарных парков, а также для определения установок и средств пожаротушения. (Приложение 1 к СНиП).

1. При определении общей вместимости допускается не учитывать:
2. · промежуточные резервуары (сливные емкости) у сливоналивных эстакад;
3. · расходные резервуары котельной, дизельной электростанции общей вместимостью не более 100м3;
4. · резервуары сбора утечек:
5. · резервуары пунктов сбора отработанных нефтепродуктов и масел общей вместимостью не более) 100м3 (вне резервуарного парка);
6. · резервуары уловленных нефтепродуктов и разделочные резервуары (уловленных нефтепродуктов) на очистных сооружениях производственной или производственно-дождевой канализации.

Пожарная опасность на эстакадах.Пожарная опасность на эстакадах для слива и налива нефти и нефтепродуктов обусловлена возможностью образования горючих паровоздушных смесей как внутри технологического оборудования (в вагонах—цистернах, сливных коллекторах, промежуточных резервуарах и т.п.), так и на прилегающей территории.

Опасность среды внутри технологического оборудования определяется рабочей температуры жидкости.

Например, температурные пределы распространения (воспламенения) пламени Ромашкинской нефти (-36,1 – -2,8оС) создают возможность для образования горючей паровоздушной смеси внутри «дышащего» технологического оборудования даже в период нормальной его работы: зимой, весной и осенью – при неподвижном или увеличивающемся уровне жидкости, а летом – при снижении уровня жидкости.

Образование горючей концентрации на прилегающей территории связано с вытеснением паровоздушной смеси наружу из сливных коллекторов через дыхательные свечи при сливе и из внутреннего объема цистерн при наливе.

Эта опасность зависит от количества вытесняемых паров и метеорологических условий, а количество вытесняемых паров зависит от свойств сливаемого продукта, его рабочей температуры, способа слива-налива и конструкции используемых сливоналивных устройств.

• Верхний слив-налив по сравнению с нижним обладает повышенной пожарной опасностью вследствие неполного опорожнения цистерн при сливе и увеличенного выхода паров нефтепродуктов через открытые люки при наливе, когда образуется открытая падающая струя продукта, приводящая к разбрызгиванию жидкости и резкому увеличению скорости ее испарения.
• Максимальная загазованность эстакад при проведении операций слива-налива наблюдается летом в вечерние, ночные и утренние часы в условиях полного безветрия.
• При сливе и наливе легковоспламеняющихся нефтепродуктов через закрытые сливоналивные устройства опасная загазованность на эстакаде создается при скорости ветра менее 3 м/с.

Основными источниками загазованности на эстакадах являются дыхательные свечи сливных коллекторов и открытые люки железнодорожных цистерн.

Однако особую опасность представляют аварии технологического оборудования, при которых возможен неизмеримо больший выход огнеопасных жидкостей.

Наиболее характерными авариями на эстакадах являются повреждение цистерн с продуктами при взаимном столкновении и обрыв сливоналивных устройств при внезапном движении с места цистерн или группы цистерн, находящихся под сливом-наливом.

Специфическими источниками зажиганияпри проведении сливоналивных операций являются искры топок и высоконагретые поверхности тепловозов, искры механических ударов, искры трения при торможении цистерн, разряды статического и атмосферного электричества, а также тепловое проявление электрической энергии при неисправности электрооборудования.

Характерными путями распространения пожара на эстакадах могут быть сливные коллекторы, поверхность разлитого нефтепродукта, парогазовоздушные смеси (облака). Пожары на эстакадах часто сопровождаются взрывами железнодорожных цистерн и сливных коллекторов, при которых возможны выбросы горящего продукта на большие расстояния и значительное увеличение площади пожара.

Резервуарные парки. При резервуарном хранении нефти и нефтепродуктов используются стальные и железобетонные резервуары.

Наибольшее распространение получили наземные стальные резервуары типа РВС со стационарной крышей объемом от 100 до 50000 м3. Размеры этих резервуаров колеблются в широких пределах. Например, резервуар типа РВС-50000 при высоте 17,9 м достигает в диаметре 60,7 м.

1. Для хранения нефти и мазута часто используют также прямоугольные заглубленные (подземное хранение) железобетонные резервуары типа ЖБР объемом 10000 и 30000 м3.
2. Пожарная опасность хранения нефти и нефтепродуктов определяется возможностью образования горючей концентрации внутри и снаружи емкостной аппаратуры.
3. Основными источниками зажигания при хранении нефти и нефтепродуктов является теплота прямых ударов молнии, разрядов статического электричества, искр механического происхождения, самовозгорания пирофорных отложений, а также пусковой, регулирующей аппаратуры, электроприводов задвижек и другого оборудования.
4. Меры пожарной безопасности.

1. Защиту от прямого попадания ударов молнии осуществляют устройством молниезащиты (устройство специальных приемников и токоотводов); кроме того, осуществляют заземление корпуса резервуара.

2. Подземные резервуары от прямых ударов молнии защищают отдельно стоящими молниеотводами.

3. Профилактику разрядов статического электричества обеспечивают главным образом надежным заземлением резервуаров, других емкостей и соединенных с ними трубопроводов.

4. Для предупреждения механических искр, образующихся при выполнении ручных операций, ремонте оборудования, замере уровня и отборе проб нефтепродуктов из резервуара используется искробезопасный инструмент и приспособления.

5. Для снижения опасности образования пирофорных отложений осуществляется предварительная очистка нефти от серы и сернистых соединений перед ее подачей на хранение и переработку; снижение температуры хранимого продукта; использование подземного метода хранения нефти и нефтепродуктов; антикоррозийные покрытия внутренних поверхностей емкостных аппаратов.

6. Для предупреждения самовозгорания пирофорных отложений обеспечивается уменьшение или полное исключение поступления в газовое пространство резервуаров воздуха.

7. Для исключения возможности возникновения пожара от искр электрооборудования, электрооборудование располагают в помещении операторной. Используют взрывозащищенное электрооборудование.

Характерные пути распространения пожара.Характерными путями распространения пожара на складах могут быть дыхательная арматура (патрубки) трубопроводы газоуравнительной обвязки резервуаров, разлившиеся нефтепродукты, горючие парогазовоздушные смеси, образующиеся при загазованности территории.

Рекомендуемые страницы:

Как обеспечить безопасность при добыче нефти

Добыча нефти — процесс, в котором человек противостоит колоссальным силам природы. Нефтяникам приходится иметь дело с огромными давлениями, высокими температурами, проникать на большие глубины в толщу земной коры, поднимать на поверхность гигантские объемы горючих взрывоопасных веществ.

Для этого используется очень мощное и массивное оборудование. Судите сами: масса колонны буровых труб может превышать 100 тонн, а давление жидкости при гидроразрыве нефтяного пласта — 600 атмосфер. К счастью, люди научились добывать нефть безопасно.

Этому способствуют и развитие технологий добычи нефти, и современные подходы к организации производства

Существует мнение, что бизнес в погоне за сверхприбылями может экономить на безопасности. На самом деле сегодня это совсем не так. Для крупных нефтяных компаний безопасность — один из ключевых элементов успеха, не менее важный, чем современные технологии или эффективный менеджмент проектов.

Аварии, травматизм и экологический ущерб означают серьезный удар по репутации компании и финансовые потери, связанные с выплатой компенсаций, устранением последствий, ремонтом оборудования. Подобные риски слишком серьезны, чтобы закрывать на них глаза.

Поэтому нефтяные компании уделяют вопросам безопасности очень много внимания, вовлекая в этот процесс не только своих сотрудников, но и подрядчиков.

Первый в истории России нефтяной фонтан был получен 15 февраля 1866 года при бурении скважины в долине реки Кудако на Кубани. Фонтан бил в течение 24 суток, затем приток нефти значительно ослабел. Глубина скважины составляла всего лишь 37,6 м.

Какую скважину можно считать безопасной? Очевидно, ту, строительство и эксплуатация которой не приведут к загрязнению водоносных горизонтов и почв, травмам людей и повреждению оборудования. Основа будущей безопасности скважины для добычи нефти закладывается во время ее проектирования.

Для этого геологи и геомеханики проводят большую предварительную работу, изучая горно-геологические условия на пути бурения: выясняют расположение и состав пород различных пластов, в том числе водоносных, рассчитывают направление внутренних напряжений, определяют наиболее нестабильные промежутки. Современные информационные технологии — разнообразные программы компьютерного моделирования — заметно повышают точность этих расчетов. Главная задача на этом этапе — подобрать такую конструкцию скважины, которая будет соответствовать всем геологическим особенностям на ее пути.

В разработке любого нефтяного месторождения помимо самой нефтедобывающей компании задействовано еще немало других организаций. Они бурят и ремонтируют скважины, проводят гидроразрыв пласта, осуществляют различные исследования скважин, занимаются строительством и многим другим.

В «Газпром нефти» существует стратегия «Ступени», задача которой — совершенствовать взаимодействие с подрядчиками в сфере производственной безопасности. Стратегия включает 7 ступеней, которые охватывают все этапы взаимодействия — от проведения тендера до выполнения работ и подведения итогов.

В соответствии со стратегией подрядчик должен познакомиться с требованиями по безопасности, действующими в «Газпром нефти», обеспечить контроль за их соблюдением, провести оценку рисков, организовать обучение сотрудников. Заказчик, в свою очередь, снабжает подрядчика всей требуемой информацией и проводит необходимые проверки.

Такой системный подход позволяет наладить успешную совместную работу с подрядчиками по предотвращению происшествий.

Следующий шаг — безопасное бурение. Нередко новости об открытии нового месторождения иллюстрируются фонтаном нефти, вырывающимся на поверхность. Даже в середине XX века такие фонтаны не были редкостью. Сегодня к ним другое отношение. На самом деле такие открытые нефтяные фонтаны чреваты большими разрушениями и приводят к загрязнению окружающей среды.

А выброс значительного количества газа может вызвать взрыв и пожар. Поэтому при бурении жидкость и газ, находящиеся в скважинах под большим давлением, задавливают буровым раствором, чтобы они не вырвались на поверхность.

Важно подобрать такую плотность раствора, чтобы его масса надежно удерживала нефть и газ в пласте, не давая им попасть в скважину (подобные ситуации называют газонефтеводопроявлениями).

Буровой раствор правильно подобранной плотности не только борется с нежелательными выбросами, но и удерживает стенки ствола скважины от обрушений, которые могут вызвать прихват бурильного инструмента (он начинает застревать или хуже вращаться). Эта аварийная ситуация способна привести к поломкам оборудования и создать угрозу безопасности людей, работающих на буровой.

Противовыбросовый превентор был изобретен в США в 1922 году. Авторами разработки стали буровик Джеймс Аберкромби, который однажды сам чуть не оказался жертвой мощного выброса нефти, и инженер-механик Гарри Кэмерон, владелец компании по производству нефтяного оборудования.

Чрезвычайные происшествия, связанные с фонтанированием углеводородов, сегодня происходят очень редко. Однако на случай, если ситуация все-таки выйдет из-под контроля, существуют специальные военизированные аварийно-спасательные формирования. Они располагаются во всех нефтедобывающих регионах, всегда готовы прибыть на место и приступить к ликвидации последствий аварии.

Важная задача при строительстве скважины — обезопасить пресноводные горизонты с питьевой водой, расположенные на небольшой глубине, от попадания в них из нижележащих пластов различных соляных растворов, нефти и других веществ.

Чтобы избежать таких перетоков, в конструкции любой скважины предусмотрен кондуктор — колонна обсадных труб, надежно защищающая грунтовые воды от загрязнения.

Глубина, до которой может доходить кондуктор, зависит от геологии каждого конкретного участка и может составлять от 100 до 600 метров.

Пространство между обсадными трубами и стенкой скважины заполняют цементным раствором, который застывает и надежно блокирует любой переток. Чтобы цемент равномерно заполнил пространство, на обсадные трубы надевают центраторы — муфты, располагающие их точно посередине скважины.

Наверху скважины (в ее устье) устанавливают специальные устройства безопасности — превенторы. В случае если в скважине во время бурения происходит выброс нефти или газа, превенторы не позволяют им вырваться на поверхность. Обычно используют сочетание из нескольких превенторов разных типов.

Универсальные превенторы имеют мощное резиновое кольцевое уплотнение, которое может обхватывать бурильные трубы разного диаметра. Плашечные превенторы способны сдерживать более высокое давление, но рассчитаны лишь на определенный диаметр труб.

Некоторые превенторы способны перерезать бурильную колонну и наглухо блокировать скважину.

Главным же стражем скважины остается противовыбросовое оборудование. Это механический барьер в скважине — так называемые превенторы (см.

врез), которые устанавливаются в верхней части скважины и надежно герметизируют ее, не давая жидкости вырваться наружу, плотно обхватывают бурильную колонну, а в некоторых случаях могут и вовсе ее отрезать от буровой вышки.

Бурильный инструмент в результате остается внутри скважины, а доступ в нее полностью перекрывается. Использование таких устройств при бурении обязательно.

Сегодня все чаще для стимуляции притока в скважину углеводородов применяется гидроразрыв пласта (ГРП). В ходе него в скважину под большим давлением закачивают специальную жидкость с проппантом — гранулами, которые попадают в возникающие при этом трещины и не дают им сомкнуться. Чтобы вытеснить нефть из пласта, также используют различные химические составы.

Правильное устройство скважины — залог того, что все эти вещества не попадут в почву и не разольются по поверхности.

В современной скважине нефтеносный слой изолирован от вышележащих пластов, колонна-кондуктор надежно защищает водоносные горизонты, фонтанная арматура наверху также герметична, а любые вещества, попавшие в скважину, вымываются вместе с добываемой нефтью и в дальнейшем отделяются от нее на установке подготовки нефти.

Особые условия

Основные риски, которые существуют на любом месторождении и которые сегодня учитываются при разработке правил промышленной безопасности, — это утечки, аварийные разливы нефти, возгорания, травмы персонала, вызванные подвижными частями оборудования. Впрочем, есть еще и региональные особенности, добавляющие позиции к этому списку.

Так, например, в оренбургской нефти высоко содержание сероводорода. Это токсичный и опасный для человека газ: его коварство в том, что при высоких концентрациях люди перестают ощущать его запах и могут получить серьезное отравление.

Там, где возможен выброс сероводорода, работники обязательно носят с собой портативный газоанализатор, настроенный на выявление этого газа.

Для месторождений Ямала сероводород не характерен, но и там есть свои специфические особенности. Например, высокий газовый фактор — повышенное содержание попутного нефтяного газа (ПНГ) в добываемой нефти.

Помимо большего риска взрывов и возгораний этим фактором обусловлены и дополнительные задачи по экологической безопасности: как непосредственное попадание метана в атмосферу, так и выбросы углекислого газа от сжигания ПНГ на факелах усиливают парниковый эффект, поэтому его эффективная утилизация — одна из важных задач, которую приходится решать нефтяным компаниям на таких месторождениях. В «Газпром нефти» разработана программа, цель которой — к 2020 году довести утилизацию ПНГ до 95%. Сегодня подобный уровень уже достигнут на большинстве зрелых месторождений компании, в том числе и на Ямале.

Добыча нефти на Крайнем Севере, имеет и другие региональные риски. Это и суровый климат, в котором приходится работать персоналу, а значит — дополнительные требования к спецодежде.

Это и вечномерзлые грунты, которые необходимо учитывать при проектировании объектов инфраструктуры: все они должны быть подняты над землей, в противном случае вечная мерзлота начинает таять — твердый грунт поплывет, превратится в болото, а построенные на нем нефтепроводы и другие объекты разрушатся.

Глазами беспилотника

Любое месторождение, на котором идет добыча нефти — это большое количество трубопроводов, по которым нефть с отдельных скважин или кустовых площадок* доставляется на установку подготовки нефти.

Так как месторождения порой занимают десятки квадратных километров, длина трубопроводов может быть значительной, а пролегают они в не самых легкодоступных местах. Кроме того, неочищенная нефть — довольно агрессивная среда, поэтому на таких трубопроводах может достаточно быстро развиваться коррозия, приводящая к утечкам и аварийным разливам.

Если у магистральных нефтепроводов нормативный срок эксплуатации превышает 30 лет, а фактический может достигать 50, то промысловые трубопроводы разрушаются за 5–10 лет.

Чтобы избежать повреждений труб и разливов нефти, сегодня применяются разнообразные способы диагностики состояния труб и средства их защиты. Одно из таких решений — внутритрубный снаряд, устройство, которое проталкивается по трубе давлением нефти.

На нем установлены специальные датчики, которые сканируют стенки трубы сантиметр за сантиметром, выявляя дефекты.

Хотя внутритрубная диагностика уже давно не новость и активно применяется на магистральных нефтепроводах, для промысловых трубопроводов, диаметр которых заметно меньше, использовать ее стали не так давно.

Надо отметить, что в России «Газпром нефть» — один из лидеров в этой области. В компании даже были разработаны собственные приборы, лучше приспособленные для решения задач диагностики промысловых нефтепроводов, чем имеющиеся на рынке решения.

Также для выявления утечек сегодня используются беспилотные летательные аппараты. Беспилотник летит на определенной высоте над трубой и фиксирует возможные места утечек.

Одним из главных показателей здесь является температура, ведь у добываемой нефти она выше, чем температура на поверхности. Беспилотник оборудован тепловизором, который фиксирует повышение температуры и отмечает координаты места.

Кроме того, аппарат делает видеозапись, которую просматривает оператор. Все это позволяет быстро найти утечку и ликвидировать ее последствия, пока еще не нанесен значительный вред.

Связь с некоторыми удаленными месторождениями возможна только через спутник. На случай ее аварийного прекращения существует четкий план, который позволяет обеспечить безопасность людей на вахте и уже в течение суток восстановить контроль над промыслом.

Для защиты труб от коррозии и любых механических повреждений применяют специальную изоляцию, которую наносят не только снаружи, но и внутри. Кроме того, используют ингибиторы коррозии — вещества, которые закачивают в трубу для образования защитной пленки на ее стенках.

Что касается возможных утечек нефти прямо на кустовой площадке, например в результате разгерметизации фонтанной арматуры, то на этот случай существует так называемый глиняный замок, который не позволит жидкости попасть в окружающую среду. Нефть будет скапливаться на кустовой площадке как в огромной ванне, пока добыча не будет остановлена.

* Кустовая площадка — ограниченная территория месторождения для размещения группы скважин, нефтегазодобывающего оборудования, служебных и бытовых помещений.

Современная техника достаточно совершенна, а правила и стандарты развиты и отработаны годами, для того чтобы практически полностью исключить риск аварий и происшествий на производстве.

Важную роль играет и контроль со стороны разнообразных государственных структур, таких как Ростехнадзор, Государственная инспекция труда, Роспотребнадзор, Росприроднадзор.

Но, хотя человек сделал все для того, чтобы нефтедобыча, как и любая другая отрасль промышленности, стала безопасной, именно человеческий фактор — то, с чем, как оказалось, совладать сложнее всего.

Причиной серьезных происшествий может стать пренебрежение самыми простыми правилами, самоуверенность, отсутствие знаний и умений, надежда на авось, невнимательность или просто привычка. Именно поэтому нефтяные компании сегодня уделяют большое внимание развитию культуры безопасности у своих сотрудников.

Культура — это само собой разумеющиеся вещи. У каждого из нас есть представления о том, как правильно себя вести, что такое хорошо и что такое плохо.

Вежливость, забота о ближних, элементарные нормы поведения в обществе — мы следуем им не потому, что нас заставляют, а потому, что считаем это правильным, испытываем в этом естественную потребность.

Точно так же и с безопасностью: приверженность ей лежит в основе производственной культуры наиболее продвинутых в этой области предприятий.

Культура безопасности не только в том, чтобы самому соблюдать все правила и предписания, но и в том, чтобы не оставаться безучастным, когда их нарушает кто-то другой. Поэтому у сотрудников «Газпром нефти» есть право остановить проведение работ в том случае, если они заметили, что кто-то нарушает правила промышленной безопасности или существует какой-то фактор риска.

Технологические риски просчитывают эксперты, применяя для этого достаточно сложные методики. Однако профессиональные риски на своем участке работ может и должен оценивать каждый сотрудник. Для этого существуют простые и доступные алгоритмы.

В «Газпром нефти» разработана методика «Пять шагов», которой необходимо следовать, чтобы выполнить любую работу безопасно. Методика проста и доступна любому работнику.

Суть ее состоит в том, что, прежде чем начать любую работу, нужно выполнить определенные действия: сделать паузу, продумать предстоящие в работе этапы, понять, есть ли у вас все для этого необходимое, определить существующие опасности и их возможные последствия, решить, как защитить от этих опасностей себя и других, что делать в экстренных случаях. Только после этого можно принимать решение о начале работ и, если чего-то все-таки не хватает, обратиться к руководителю. Методику «Пять шагов» также необходимо использовать каждый раз, когда условия работы меняются.