Анализ опасностей технологического процесса
В административном отношении Ем-Ёговская площадь расположена на территории Октябрьского района, Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Красноленинское нефтегазоконденсатное месторождение, представляющему собой слабо вытянутую структуру размером 165 х 115 км. В период времени 2000-2003года наблюдалось значительное снижение объемов добычи нефти. Это происходило по многим причинам. Основная из них - вступление месторождений в позднюю стадию разработки, которая характеризуется повышенной обводнения продукции, увеличением числа ремонтов скважин и снижением дебитов скважин по жидкости. Поэтому особое значение приобретает проблема повышения эффективности эксплуатации добывающих скважин. Факторами, влияющими на работу ЭЦН в скважинах, являются газ, вода, отложения солей и парафина, наличие механических примесей в добываемой из пласта жидкости. Увеличение фонда добывающих нефтяных скважин, в том числе механизированных, сопряжено с постоянным ростом числа подземных ремонтов скважин. Ремонтом скважин называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины. Межремонтный период работы скважин с установками ЭЦН сильно зависит от правильности выбора конструкций установок и режима их работы. Значительные осложнения при работе скважин (образование вязких водонефтяных эмульсий, вынос в скважину песка, работа насосов в присутствии свободного газа и т.д.) предъявляют особые требования к проектированию работы насосного оборудования.
1.1 Краткое описание технологического процесса
Процедура ремонта нефтяных скважин включает в себя глушение продуктивного пласта технологической жидкостью, подъем колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) для извлечения отказавшего оборудования, спуск его в скважину на НКТ до необходимой отметки, запуск установки, освоение скважины, в процессе которого заполняющая скважину технологическая жидкость заменяется пластовой жидкостью, установка выходит на режим продуктивной откачки. При ремонте скважин проводятся следующие операции: а) транспортные - доставка оборудования на скважину; б) подготовительные работы - монтаж и подготовка к ремонту; в) СПО - подъем и спуск нефтяного оборудования; г) операции по очистке скважины, замене оборудования; д) заключительные работы - демонтаж оборудования; е) подготовка его к транспортировке. На рисунке 1 представлена схема оборудования и конструкция ЭЦН. Рис.1 Оборудование и конструкция ЭЦН
1.2 Анализ опасностей технологического процесса
Соответственно, основными факторами производственной среды, влияющими на здоровье и работоспособность персонала в процессе труда: 1. метеорологический фактор; 2. вредное влияние паров нефти и газа; 3. высокое давление; 4. повышенная взрывоопасность и наличие высокого напряжения; 5. причины организационного характера.
1.3 Источники и характеристики потенциальных опасностей
Одна из главных особенностей условий труда операторов по добыче нефти - это работа, в основном, на открытом воздухе, связанная с перемещениями на территории объекта и между объектами (кустами), частыми подъемами на специальные площадки, находящиеся на высоте. Поэтому в условиях сурового климата Западной Сибири и Крайнего Севера с низкими температурами (зимой до -50 °С) и высокой влажностью (летом до 100 %) играет метеорологические факторы. При низкой (сверхдопустимых норм) температуре окружающей среды тепловой баланс нарушается, что вызывает переохлаждение организма, ведущее к заболеванию. В случае низкой температуры воздушной среды уменьшается подвижность конечностей. Это может послужить причиной несчастных случаев и аварий. При длительном пребывании работающего в условиях низкой температуры, следовательно, переохлаждении организма возможно возникновение различных острых и хронических заболеваний: воспаление верхних дыхательных путей, ревматизм и другие. При высокой температуре снижаются внимание и скорость реакции работающего, что может послужить причиной несчастного случая и аварии. При работе в летнее время при высокой температуре (до +50 °С) возможны перегревания организма, солнечные и тепловые удары. В ходе производственных операций рабочие могут подвергаться влиянию вредных газов и паров нефти, источником которых являются нарушения герметичности фланцевых соединений, механической прочности фонтанной арматуры (свище, щели по шву) вследствие внутренней коррозии или износа, превышения максимально допустимого давления, отказы или выходы из строя, регулирующих и предохранительных клапанов. Пары нефти и газа при определенном содержании их в воздухе могут вызвать отравления и заболевания. Особенность условий эксплуатации нефтяных скважин, высокое давление на устье, которое доходит до 30 МПа. В связи с этим любое ошибочное действие оператора при выполнении работ на устье скважины может привести к опасной аварии. Высокое давление и загазованность указывают на повышенную пожарно- взрывоопасность объекта. Эксплуатация скважин с УЭЦН характеризуется с наличием высокого напряжения в силовом кабеле. Причем станция управления и скважина оборудования ЭЦН обычно не находятся в непосредственной близости друг от друга и часть кабеля проходит по поверхности, что увеличивает зону поражения электротоком, а следовательно и вероятность несчастного случая. Несмотря на совершенствование противовыбросового оборудования и технологию проводки, освоения и ремонта скважин количество открытых фонтанов и убытки от них сокращаются медленно. Чаще всего причиной этого является отсутствие необходимого контроля за скважины, при которой невозможно определить начало ГНВП и своевременно принять меры по его ликвидации, а так же неграмотные работы по глушению проявления. Операции СПО монотонны, трудоемки и легко могут быть механизированы. Так как, СПО занимают от 50 до 80 % всего времени, затрачиваемого на ремонт, качество ремонта будет зависеть от времени проведения СПО.
Конструктивные особенности установки ЭЦН для обеспечения безопасности
Ступень насоса В насосе, с множеством ступеней (60 и более), трудно закрепить все рабочие колёса на валу в осевом направлении, так как даже в пределах допусков на обработку разница в осевых размерах колёс и направляющих аппаратов может быть настолько ощутимой, что потребует индивидуальной подгонки деталей и затруднит сборку. Закрепив рабочие колёса на валу, возникает проблема - необходимость разгрузки вала от чрезмерных осевых сил, создаваемых рабочими колёсами. Осевые опоры вала Поскольку втулка каждого рабочего колеса, посаженная на вал, вращается в отверстии направляющего аппарата, как в подшипнике скольжения, вал насоса не имеет других специальных опор, за исключением радиального подшипника скольжения сверху и шариковых радиально-упорных подшипников снизу. Основной опорой вала, воспринимающей осевое усилие, является подшипниковый узел, состоящий из трёх радиально-упорных подшипников.
Обратный клапан
На рисунке 2 представлен обратный клапан. Рисунок 2
Обратный клапан состоит: 1-корпуса; 2-обрезиненного седла; 3-тарелка. Тарелка имеет возможность осевого перемещения в направляющей втулке 4. На период транспортировки обратный клапан закрывают крышками 5 и 6. После включения агрегата насос, вследствие сжатия и постепенного уменьшения в объёме воздуха (газа), вначале не будет создавать максимального напора и станет работать в режиме максимальной подачи, а двигатель будет значительно перегружен. Для облегчения запуска погружного электронасоса и устранения отмеченных ненормальностей применяют обратный клапан. Обратный клапан расположен между насосом и насосно-компрессорными трубами, в специальном стальном патрубке или в ловильной головке насоса. При наличии обратного клапана можно производить заливку НКТ жидкостью перед пуском. Жидкость, находящаяся в колонне НКТ, создаёт давление и значительно облегчает запуск электронасоса. Желательно дополнительно применить циркуляционный клапан (второй обратный, во избежание поломки первого обратного клапана). Сливной клапан
На рисунке 3 представлен сливной клапан. Рисунок 3
Сливной клапан состоит: 1-корпуса; 2-ввернутый в него штуцер; 3-резиновые кольцо. На период транспортировки сливной клапан закрывают крышками 4 и 5. Эксплуатация погружного электронасоса без обратного клапана считается ненормальной и даже опасной. Вместе с тем его наличие усложняет подъём насосно-компрессорных труб. При подъёме НКТ и отворотом труб, удерживаемая в них клапаном жидкость, разливаясь, будет попадать на мостки, инструмент, одежду работающих, резко ухудшая условия работы и увеличивая опасность для персонала. Для избавления от этого применяют сливной клапан. В средней не нарезанной части патрубка имеется отверстие с резьбой, в которое ввинчивают штуцер. Сливной клапан монтируют над обратным клапаном. Перед подъёмом погружного электронасоса из скважины, в НКТ сбрасывают металлический стержень, падая в трубах, ударяется о выступающий внутрь труб удлинённый конец штуцера и отламывает его по линии надреза, открывая отверстие для слива жидкости из НКТ. Сальник насоса
Сальник, призванный предотвратить утечки масла из подшипника и защитить его от вредного влияния окружающей среды, является ответственным элементом в любой машине. Эффективность применения ЭЦН возрастает с увеличением продолжительности непрерывной работы их в скважинах, что в свою очередь во многом зависит от работы сальника.
Погружной электродвигатель
Для предотвращения возможности проникновения пластовой жидкости из скважины внутрь электродвигателя его заполняют жидким маслом, которое благодаря гидрозащите (протектору) находится под давлением, несколько превышающим гидростатическое давление в скважине. При отсутствии специальных масел применяют сухое трансформаторное масло. Гидрозащита (протектор)
Предотвращение проникновения пластовой жидкости в двигатель - это первая задача гидрозащиты. Вторая задача гидрозащиты заключается в том, чтобы сократить до минимума утечки масла из двигателя и компенсировать потерю с тем, чтобы обеспечить длительную работу двигателя в скважине без подъёма. Третья задача состоит в компенсации изменения объёма масла от разности температуры на поверхности и в скважине и при больших колебаниях температуры во время работы и остановок.
1.4 Анализ риска
В течение 2002-2007 гг. отделом охраны труда и техники безопасности проводилась по созданию безопасных условий труда на объектах ОАО «РН-НяганьНефтегаз». Показатели производственного травматизма и профессиональной заболеваемости периода 2000-2003 годов приведены в табл.1. Таблица 1
Сравнительный анализ происшедших пожаров и инцидентов на опасных производственных объектах, за период с 2000 г. по 2003 г приведен в табл.2.
Таблица 2
Распределение аварий по причинам приведено в табл.3. Таблица 3
С 2003 года была организована работа комиссии по безопасности труда, пожарно-технической комиссии и производственного контроля на опасных производственных объектах. Еженедельно специалистами Департамента производственного контроля проводились целевые проверки состояния условий, охраны труда, промышленной безопасности и пожарной безопасности.
|
