Осложнением называют нарушение нормального состояния скважины, сопровождающееся затруднением или полной остановкой бурения. В большинстве случаев при осложнениях бурение продолжается, но с более низкой скоростью. Иногда для возобновления бурения требуется проведение специальных работ в скважине (чистка, разбуривание, тампонирование, крепление и др.).
Осложнения в процессе бурения вызываются нарушением состояния скважины, выражающиеся в нарушении целостности стенок, поглощении бурового раствора, в нефте-, газо- и водопроявлениях, в сероводородной агрессии.
Вероятность перехода осложнений в аварию существует постоянно, причем процесс этот, как правило, быстротечен. Накопление шлама или осыпающейся породы, отложение рыхлой глинистой корки, вспучивание пород происходит медленно. В дальнейшем эти процессы приводят к прихвату бурового снаряда.
Обвал стенок скважины является самым распространенным видом осложнений, вызывающим прихваты бурового снаряда и обсадных труб. Нарушение целостности стенок скважины происходит в определенных геологических условиях при наличии пластичных, сыпучих, раздробленных и крутозалегающих пород, а также пород, разбухающих и расслаивающихся при механическом и физико-химическом воздействии буровых растворов.
В частности, нарушение целостности стенок вызывают обвалы или обрушения, которые происходят в результате смачивания раствором глин, аргиллитов или глинистых сланцев. Обвалы и осыпи могут происходить в результате механического воздействия бурильного инструмента или действия тектонических сил. Характерными признаками появления обвалов являются: повышение давления в нагнетательной линии бурового насоса, прихваты бурильной колонны и обильный вынос кусков породы. Образование каверн затрудняет вынос шлама из-за уменьшения скорости восходящего потока промывочной жидкости.
Одна из основных причин, вызывающих нарушение целостности стенок, - достижение породами предельного напряженного состояния в приствольной зоне скважины. При внезапной потере промывочной жидкости уменьшается гидростатическое давление на стенки скважины, в результате чего последние обрушаются. Размыв и вязкопластическое течение соленосных толщ также ведут к потере устойчивости приствольной зоны.
Большое влияние на потерю устойчивости приствольной зоны оказывают гидродинамические процессы, протекающие при спускоподъемных операциях, а также импульсные колебания давления при бурении. С увеличением диаметра скважины устойчивость ее стенок снижается. Бурение с последующим расширением ствола обеспечивает более высокую устойчивость стенок, чем углубление сразу большим диаметром. Разрушение наклонных стволов происходит чаще, чем вертикальных скважин, поэтому с увеличением угла наклона скважины необходимо повышать плотность промывочной жидкости.
При прохождении монтмориллонитовых глин и аргиллитов происходит их набухание. За счет этого ствол скважины сужается, что приводит к затяжкам и прихватам бурильного инструмента. В случае прохождения высокопластичных пород и при недостаточном противодавлении на эти пласты породы ползут, заполняя ствол скважины. Выдавливание глинистых или соляных пород в скважину вызывает деформацию кровли и подошвы пласта. Явление ползучести обусловливает смятие обсадных и насосно-компрессорных труб. Проявление ползучести горных пород усиливается с ростом глубины бурения и увеличением температуры пород.
При проводке искривленных и наклонно-направленных скважин, когда велика площадь контакта бурильной колонны со стенками скважины, в стенках образуются желоба. Нижняя часть колонны при передаче крутящего момента и осевой нагрузки подвергается продольному изгибу, сжатию и кручению, приобретая форму пространственной синусоиды. Вращаясь, колонна касается стенок скважины вершиной полуволны, совпадающей с замковым соединением. В данном случае замковое соединение действует как фреза, делающая сечение скважины эллиптическим, овальным или еще более сложным по геометрии. В горизонтальных скважинах желоба возникают в процессе спускоподъемных операций. Желобообразование развивается постепенно с увеличением числа рейсов бурильного инструмента. В этих условиях возрастает опасность заклинивания инструмента. Для предупреждения этого процесса следует использовать предохранительные кольца и обеспечивать максималыгую проходку на долото.
Для предупреждения и ликвидации последствий обрушений, набухания и ползучести горных пород следует использовать утяжеленные буровые растворы, обеспечивать высокие скорости проходки, не допускать длительного пребывания бурильной колонны в покое.
Еще один вид осложнений: во время прохождения соляных пород происходит их растворение, что является причиной кавернообразования. В подобных случаях следует применить один из следующих технологических приемов: форсировать режим бурения, насытить солью промывочную жидкость или применить безводные буровые растворы.
Специфика осложнений при сооружении скважин в криолитозоне обусловлена высокой чувствительностью многолетнемерзлых пород к нарушению теплового режима. Применение рецептур промывочных жидкостей, не соответствующих этим особенностям, приводит к деградации мерзлоты, разрушению стенок скважин, сужению ствола, обвалам, некачественному цементированию и смятию обсадных колонн.
Поглощение буровых растворов является одним из самых распространенных видов осложнений при бурении скважин. Различают поглощения малой интенсивности (до 15 $$м^3/ч$$), средней (до 60 $$м^3/ч$$) и высокой интенсивности. Причиной возникновения поглощений могут быть как геологические факторы (трещины, каверны), так и технологические факторы (гидравлический разрыв пород).
Среди существующих методов предупреждения и ликвидации поглощений используются следующие: снижение гидростатического и гидродинамического давления на стенки скважины, изоляция поглощающего пласта специальными тампонажными растворами. Известно большое число рецептур тампонажных и быстросхватывающихся смесей. Наиболее простой состав смеси следующий: цементный раствор плотностью 1400 $$кг/м^3$$ и бентонитовый раствор плотностью 1200 $$кг/м^3$$ в соотношении 1:2.
В случаях катастрофических поглощений используется бурение без выхода бурового раствора с последующим спуском буровой колонны. В этом случае разбуриваемый шлам поднимается с забоя и уходит в каналы поглощения вместе с промывочной жидкостью. Для борьбы с поглощениями широко применяют пакеры, которые герметизируют или разобщают затрубное пространство при задавливании тампонирующих смесей в поглощающий интервал. Тампонажную смесь подают в скважину через спущенную в нее бурильную колонну или через отвод превентора.
Одним из наиболее эффективных способов ликвидации поглощений является применение наполнителей, которые или добавляют в циркулирующий буровой раствор, или проводят разовую закачку в зону поглощения порции специальной жидкости с наполнителем. Применяют наполнители волокнистые (обрезки нитей и др.) и зернистые (керамзит и др.).
Физико-химическая кольматация наряду с предупреждением поглощений при бурении снижает вероятность прихвата колонны из-за перепада давления и обеспечивает нормальные условия цементирования обсадной колонны.
Конец труб для закачивания тампонажных смесей устанавливается выше кровли поглощающего пласта с целью предотвращения прихвата. Если ни один из способов ликвидации поглощения не дает результата, то для обеспечения нормального процесса бурения скважину закрепляют обсадными трубами с цементированием затрубного пространства.
Нефть и газ могут выбросить из скважины буровой раствор, если пластовое давление высокое, а раствор имеет недостаточно высокую плотность. В таких случаях возникает нефтяной или газовый фонтан. Как правило, открытые фонтаны возникают там, где нарушается технология проводки скважин и применяется несоответствующее устьевое и противовыбросовое оборудование.
Основное число открытых фонтанов наблюдается на газовых месторождениях. Это объясняется недооценкой особенностей проводки скважин: газ постепенно насыщает циркулирующий буровой раствор мельчайшими пузырьками вместе с выбуренной породой, а также во время перерывов в бурении. При циркуляции пузырьки поднимаются и по мере уменьшения давления увеличиваются в размерах. В скважине начинается холодное кипение. При этом плотность раствора уменьшается настолько, что его столб не в состоянии противостоять пластовому давлению и происходит выброс. Для предотвращения выброса давление столба жидкости в скважине должно быть примерно на 10% выше пластового. При утяжелении глинистого раствора его вязкость должна сохраняться минимальной.
Для предотвращения начавшегося выброса скважина закрывается установленным в ее устье специальным противовыбросовым оборудованием (ОП). Это оборудование для герметизации устья скважины устанавливается на фланце кондуктора и состоит из универсального противовыбросового превентора, плашечных превенторов, задвижек и другой арматуры).
К блоку превенторов присоединяются линия глушения и штуцерная линия. Штуцерная линия переориентирует поток жидкости из скважины в резервуар для бурового раствора или в амбар для сжигания нефти. Линия глушения используется для подключения циркуляции утяжеленного бурового раствора.
Большинство газо- и нефтепроявлений приурочено к началу подъема колонны бурильных труб или к началу промывки после спуска бурильной колонны. Следует избегать компоновок нижней части бурильной колонны с малыми зазорами, так как амплитуда колебания давления при СПО зависит от величины зазора. При снижении расчетной плотности раствора более чем на 0,02 $$г/см^3$$ необходимо принимать меры по ее восстановлению.
К опасным видам осложнений относится приток высокоминерализованной воды (рапы). Общая минерализация рапы может достигать 600 г/л, плотность - 1360 $$кг/м^3$$, температура на выходе из скважины $$110^{\circ}C$$. Рапа оказывает коррозионное воздействие на наземное оборудование, буровые и обсадные трубы, а также на цементный камень.
Для глушения флюидопроявления производится утяжеление раствора. Утяжеленный буровой раствор закачивается при пониженной подаче насоса, при этом следят за снижением давления на стояке. Когда правильно подобранный раствор глушения заполнит бурильную колонну, дойдет до долота, заполнит затрубное пространство и выйдет на устье скважины, скважина будет заглушена.
При угрозе выброса бурильщик поднимает колонну до выхода ведущей трубы из ротора и оставляет ее на весу, закрепив тормоз лебедки. Затем устье герметизируется превенторами, аскважинная жидкость через выкидные линии ОП направляется в циркуляционную систему.
При возрастании давления на устье открывается задвижка для фонтанирования скважины через отводы превентора. Поток газа направляется в сторону от буровой. Последующие работы по ликвидации фонтанирования проводятся по специальному плану.
В процессе бурения и эксплуатации скважин за пределами устья на поверхность по трещинам горных пород или по их контакту с обсадными трубами могут прорываться газ или несрть. Такие газо- и водопроявления называются грифонами. Грифоны и межколонные проявления возникают из-за некачественной изоляции высоконапорных пластов и зачастую вызывают гибель скважин. За всю мировую историю добычи углеводородов самой крупной аварией стал открытый выброс газа и конденсата на разведочной скважине в дельте реки Печоры. Шесть с половиной лет скважина ежесуточно выбрасывала в атмосферу два миллиона кубометров газа и сотни тонн конденсата.
Во многих случаях в составе нефти и газа залежей с аномально высоким пластовым давлением содержится сероводород. Это сильный яд, который, попадая в легкие, соединяется с гемоглобином. Концентрация сероводорода 1 мг/л вызывает мгновенную смерть от паралича дыхательного центра. В условиях сероводородной агрессии происходит сульфидное растрескивание сталей и, как следствие, разрушение бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб, устьевого и нефтепромыслового оборудования, разрушение цементного камня и ухудшение свойств буровых растворов.
При появлении в растворе на водной основе сероводорода необходимо добавлять в раствор ингибиторы коррозии, способные связывать серу в трудно растворимые соединения. В условиях сероводородной агрессии необходимо использовать оборудование, изготовленное из специальных сталей и тампонажные материалы, стойкие к воздействию сероводорода. Главное - все работы должны быть подчинены вопросам охраны труда и техники безопасности.
Аварии и чрезвычайные ситуации возникают на всех этапах обращения с нефтью. Любая авария на буровой опасна и дорого обходится нефтяной компании и природе. Расчетная вероятность открытого фонтанирования скважин оценивается в $$1,7\cdot 10^{-3}$$.
Авариями в процессе бурения обычно называют потерю подвижности (прихват) спущенной в скважину колонны труб, поломки, отвинчивание и оставление в скважине долота, забойного двигателя, частей колонн бурильных и обсадных труб, падение в скважину металлических предметов.
При бурении скважин турбобурами в скважинных трубах, заполненных буровым раствором, генерируются циклические возмущения давления с большой амплитудой. Это приводит к ударным и вибрационным нагрузкам на элементы бурового комплекса. В результате выходят из строя манифольды, разрушаются обсадные трубы, происходит отрыв турбобура. Аналогичные явления происходят при добыче несрти: при закрытии обратных клапанов, при запуске глубинных насосов давление может в 2-3 раза превысить рабочее давление. По статистике на одном нефтегазодобывающем предприятии ежегодно происходит до 30 случаев отрывов глубинных насосов. При этом помимо экономического наносится экологический ущерб в связи с утечкой нефти из разбираемых насосно-компрессорных труб.
Прихваты бурильных и обсадных колонн происходят по многим причинам:
Для предотвращения заклинивания колонны в желобе следует устанавливать спиральный центратор. При наличии при-хватоопасных интервалов необходимо в течение всего цикла бурения поддерживать в растворе необходимое содержание смазочных веществ.
Самым многочисленным типом аварий в группе прихватов являются прихваты бурового снаряда шламом. Количество шлама, его форма, степень измельчения зависят от свойств пересекаемых пород, способов и параметров режима бурения и рецептуры очистных агентов. Недостаточная промывка ствола скважины в процессе бурения, а также после завершения рейса перед подъемом снаряда приводит к скоплению большого количества шлама, создающего пробки, сальники и последующие прихваты и затяжки.
Для предупреждения прихватов необходимо применять высококачественные глинистые растворы, обеспечивать их полную очистку и максимальную скорость восходящего потока. При вынужденных остановках необходимо расхаживать и поворачивать бурильную колонну через каждые 5 минут.
Следует предупреждать образование толстых фильтрационных корок на проницаемых стенках скважин, так как это способствует появлению затяжек и посадок колонны труб. Во избежание подобных осложнений следует осуществлять кольматацию проницаемого интервала специальной твердеющей смесью.
При использовании утяжеленного глинистого раствора необходимо применять профилактические добавки ПАВ, нефти, графита. Утяжелять раствор следует при вращении бурильной колонны.
Затяжки и небольшие прихваты ликвидируются расхаживанием и проворачиванием бурильной колонны. Для освобождения прихваченных колонн и устранения заклинивания долота в карбонатных глинистых породах применяют кислотные ванны. Если колонна прихвачена в отложениях солей, применяют водяные ванны. В других случаях прихваты устраняют нефтяными ваннами или при помощи сплошной промывки нефтью. Прихваты вследствие заклинивания колонны с наибольшим эффектом устраняют с помощью вибраторов, взрыва шнурковых торпед малой мощности и др.
Перед началом работ по ликвидации прихватов определяют верхнюю границу прихвата бурильной колонны, используя известное уравнение Гука: определяют удлинение свободной части колонны при заданном растягивающем усилии, превышающем собственный вес колонны. Расчет верхней границы прихвата строится на подтвержденном практикой факте: каждые свободные от прихвата 1000 м труб при натяжении с усилием, превышающим их собственный вес на 200 кН, удлиняются в зависимости от диаметра на 20-35 см.
Если для извлечения прихваченной части бурильной колонны требуется много времени, ее оставляют и обходят стороной, используя методы наклонного бурения.
На рис 7.1 приводится пример разрушения скважины на газовом месторождении во Франции в 1987 г. При бурении скважина пересекла на глубине 2440 м сброс в слоях песчаника и консолидированных глин, в которых горизонтальные напряжения превышали по своей величине вертикальные напряжения. Длина участка пересечения сброса составила 60 м. При пересечении сброса скважина бурилась с продувкой воздухом. Во время проходки интервала сброса произошло образование больших каверн. В пластах вокруг скважины горное и поровое давления резко снизились. Под действием градиента давления в движение были вовлечены крупные куски пород, обвалы пород из выработанных каверн, начались прихваты бурильного инструмента. После этого пришлось перейти на бурение с промывкой забоя утяжеленным глинистым раствором с плотностью 1650 $$кг/м^3$$.
(рис 7.1) Смятие обсадной и насосно-компрессорной колонн
Цементирование обсадной колонны диаметром $$10^3\!/_4$$ дюймов проходило в трудных условиях. При достижении скважиной глубины 5250 м в нее спустили колонну насосно-компрессорных труб. К этому времени из продуктивного горизонта газового коллектора вдоль зацементированного затрубного пространства газ проник в породы сброса. Это привело к появлению в породах сброса большого порового давления, значительно превышающего первоначальное гидростатическое давление. Далее сработал эффект домкрата, и произошли подвижки пород. Когда в скважине было создано атмосферное давление, давление флюидов в сбросе раздавило обсадную колонну, а также колонну насосно-компрессорных труб.
Поломка долот происходит при чрезмерных нагрузках и передержках их на забое. Чаще всего происходит поломка подшипников шарошек. При этом забойный двигатель перестает принимать нагрузку, а при роторном бурении начинается вибрация и заклинивание колонны.
Одним из самых тяжелых видов аварий является падение бурильной колонны в скважину, которое происходит при обрыве талевого каната, открытии нагруженного элеватора при резкой посадке на ротор, при ударах колонных о выступы на стенках скважины.
Для ловли и захвата и удаления оставшейся в скважине колонных труб, для извлечения из скважины канатов, кабелей и других предметов применяют ловильный инструмент: метчики, колокола, ловители.
При проектировании и осуществлении буровых работ важно понимать механизм образования и роста трещин в горных породах. Это знание позволяет управлять поцессами разрушения горных пород и оптимизировать эти процессы.
Использование в расчетах на прочность классических критериев разрушения, основанных на испытаниях горных пород на сжатие, растяжение и сдвиг, не всегда отражает реальные процессы разрушения, связанными с хрупким распространением трещин в породах.
Хрупкое разрушение скальных пород начинается при сравнительно малых пластических деформациях. это разрушение начинается практически сразу после завершения упругой деформации и характеризуется высокой скоростью протекания процесса.
Процесс разрушения состоит из двух последовательно протекающих стадий: зарождения трещины и роста трещины. Условие полного разрушения горной породы предполагает необходимость распространения трещины, зародившейся в одном ее элементе, на соседний элемент. Микротрещина должна преодолеть границу структурного зерна, поэтому для начала разрушения необходимо большее напряжение, чем для его распространения. Иначе говоря, существует некоторое барьерное напряжение, которое следует преодолеть, чтобы распространение трещины началось.
Начало разрушения обусловлено высокими локальными растягивающими или сдвиговыми напряжениями и деформациями в вершинах трещин, которые являются местами концентрации напряжений. В хрупком материале невозможно измерить точные размеры трещины и радиус кривизны в ее вершине (рис 7.2).
(рис 7.2) Трещина отрыва в массиве горной породы
Механизм разрушения тела с трещиной происходит следующим образом: с увеличением нагрузки начальная длина трещины не изменяется, пока нагрузка не достигнет некоторого предельного значения. После этого начинается самопроизвольный процесс развития трещины без увеличения внешней нагрузки. Это означает, что для завершения процесса разрушения материала достаточно той упругой энергии, которая была запасена в окрестности трещины. При этом интенсивность высвобождения энергии растет вместе с увеличением длины трещины.
Быстрому росту трещины в горной породе, как в любом другом хрупком материале, предшествует ее медленное докритическое развитие. На докритической стадии процесса разрушения трещина распространяется с небольшой скоростью - первые миллиметры в час. После достижения критического размера скорость самопроизвольного распространения трещины в хрупком материале увеличивается на несколько порядков и может составить 0,7 от скорости звука в данном материале. В стекле трещина распространяется со скоростью 1,5 км/с, в металле - до 3,0 км/с, в алмазе - почти 8 км/с.
Анализ напряженного состояния материала около вершины трещин показывает, что величины напряжения зависят от геометрии и размеров тела, длины трещины, схемы приложения и величины внешних нагрузок. Все эти факторы могут быть учтены коэффициентом интенсивности напряжений К. Величина напряжений у вершины трещины прямо пропорциональна значению этого коэффициента. Размерность этого коэффициента - $$Н/м^{3/2}$$.
Для каждого типа трещин и каждого материала существует критическое значение коэффициента интенсивности напряжений $$K_C$$, по достижении которого начинается рост трещины.
Критерий разрушения материала (развития трещины) при деформации отрыва записывается в следующем виде:
$$ K_I=K_{IC} $$За параметром $$K_{IC}$$ закреплен термин вязкость разрушения. При выполнении условия (7.1) трещина начинает распространяться, так как интенсивность напряжений достигает критического значения материала $$K_{IC}$$.
Вязкость разрушения $$K_{IC}$$ для разных материалов имеет следующие значения ($$Н/м^{3/2}$$):
Хрупкие горные породы ......... $$(0,6-3,5)\cdot 10^6$$
Стекло ........................ $$(0,3-0,6)\cdot 10^6$$
Металлы ....................... $$(15-180)\cdot 10^6$$
Для конкретных разновидностей осадочных пород вязкость разрушения $$K_{IC}$$ имеет значения ($$Н/м^{3/2}$$): песчаник - $$0,86\cdot 10^6$$; известняк - $$0,35\cdot 10^6$$.
Для того чтобы неподвижную трещину в нагруженном теле вывести из состояния равновесия необходимо или увеличить нагрузку, или уменьшить энергию разрушения материала. Для устойчивой трещины малому приращению нагрузки соответствует малое приращение длины трещины.
Давление промывочной жидкости в скважине нельзя увеличивать неограниченно и бесконтрольно. При некотором значении давления в скважине $$p_{c\max} = p_{гр}$$ в горной породе может произойти раскрытие существующих или образование новых трещин. Это явление называется гидравлическим разрывом горных пород. Гидроразрыв пород широко используется как технологический прием для увеличения притока к скважине в процессе извлечение нефти из пласта. Однако гидравлический разрыв горных пород, возникающий в процессе бурения, - явление вредное и его появления допускать нельзя.
Внешне в процессе бурения гидроразрыв пласта проявляется как резкое увеличение поглощения бурового раствора скважиной при превышении в ней определенного давления $$p_{гр}$$. При нагнетании в скважину жидкости с постоянным расходом происходит разрыв пласта, сопровождаемый характерным изменением давления в скважине. Вначале давление монотонно растет до некоторого значения $$p_{гр}$$, затем в момент наступления гидроразрыва давление скачком снижается. Наблюдения показывают, что в большинстве случаев скачок давления отсутствует, на основании чего можно заключить, что при гидроразрыве в основном раскрываются существующие трещины.
Гидравлический разрыв происходит при возникновении на стенках скважины растягивающих напряжений, превосходящих предел прочности горной породы на растяжение $$\sigma_р$$. Горные породы в земной коре находятся в условиях всестороннего неравномерного сжатия. В результате силового гидростатического воздействия на стенки скважины бурового раствора в первую очередь растягивающими могут стать тангенциальные напряжения. В таком случае возникают вертикальные гидравлические разрывы горной породы: 1 - на участке вертикального ствола скважины: 4 - на участке горизонтального ствола скважины (рис 7.3).
(рис 7.3) Схемы образования трещин гидравлиеского разрыва в массиве горных пород на вертикальном участке ствола скважины 1, 2 и на горизонтальном участке ствола скважины 3, 4
Чаще всего первичные гидравлические разрывы происходят в радиальных плоскостях, проходящих через ось скважины.
Для предупреждения вертикального гидравлического разрыва и возникновения в процессе бурения вертикальных трещин необходимо, чтобы выполнялось условие:
$$ p_{c\max}<p_{гр}=\sigma_р+2\xi , $$где $$\xi$$ - коэффициент бокового распора горной породы: $$p_г$$ - горное (геостатическое) давление на рассматриваемой глубине $$z$$.
При регулировании давления в скважине посредством изменения плотности промывочной жидкости (бурового раствора) $$p_{c\max}$$ условие предупреждения вертикального гидравлического разрыва пород (7.2) принимает следующий вид:
$$ p_{c\max}<(p_{гр}-\Delta p)/gz. $$где $$\Delta p$$ - величина технологического колебания давления в скважине.
После образования вертикальных трещин и фиксации их раскрытия буровым раствором боковое (горизонтальное) горное давление в прискважинной зоне увеличивается. После того как оно сравняется с полным (геостатическим) горным давлением или превзойдет его (главное вертикальное напряжение станет минимальным), гидравлический разрыв может происходить за счет образования горизонтальных дискообразных трещин.
В естественных условиях в породе имеются системы мелких трещин, закрытых горным давлением, которые после снятия или компенсации горного давления раскрываются. Любая из существующих в горной породе горизонтальных трещин 2 также может служить началом трещины гидравлического разрыва (см. рис 7.3), если давление бурового раствора в скважине превысит некоторую критическую величину.
Расчет на прочность, предлагаемый механикой хрупкого разрушения, включает в себя три момента:
Для хрупких горных пород критические значения коэффициента интенсивности напряжений $$K_{IC}$$ имеют значения $$(0,3-3,5)\cdot 10^6 Н/м^{1,5)$$, для металлов - $$(15-180)\cdot 10^6 Н/м^{1,5}$$.
С помощью названных трех положений механики хрупкого разрушения получено выражение для определения давления в скважине $$p_с$$, при котором возникает гидравлический разрыв за счет развития горизонтальной дискообразной трещины с известным радиусом $$a$$:
$$ p_с=p_{гр}=p_{г}+\frac{\sqrt{\pi}K_{IC}}{2\sqrt{a}} $$где $$p_г$$ - горное давление на глубине расположения трещины.
Здесь предполагается, что давление бурового раствора симметрично приложено к верхней и нижней стенкам трещины, постоянно по длине трещины и равно давлению раствора в скважине.
Из последней зависимости следует, что давление горизонтального гидравлического разрыва пород превышает местное горное давление на некоторую величину, зависящую от размера трещин и прочностных свойств пород. Для больших глубин залегания и трещин большой протяженности вклад второго слагаемого в общее разрывающее давление невелик.
Решение (7.4) справедливо для случая гидравлического разрыва, когда скважина подсекает отдельную горизонтальную трещину. В результате гидроразрыва трещины увеличивают свою протяженность, разрастаются, увеличивают свое раскрытие и соединяются друг с другом.
При хранении нефти и нефтепродуктов в резервуарах потери происходят в результате негерметичности сварных швов, утечек через свищи, уноса при дренировании подтоварной воды, а также в результате испарения и последующего вытеснения паровоздушной смеси в атмосферу.
Процесс испарения с поверхностного слоя в резервуарах происходит при любой температуре. В герметичном резервуаре испарение происходит до тех пор, пока его газовое пространство (ГП) не будет насыщено углеводородами до концентрации насыщенных паров. Давление насыщенных паров летом больше, чем зимой, поэтому в теплое время года в атмосферу вытесняется более насыщенная углеводородами паровоздушная смесь.
Потери от испарения неизбежны даже из герметичных резервуаров. В зависимости от механизма попадания паровоздушной смеси из резервуара в атмосферу различают потери от "больших дыханий", потери от "малых дыханий" и потери от вентиляции.
Потери от "больших дыханий" происходят при операциях заполнения-опорожнения. При отборе нефтепродукта из резервуара объем ГП увеличивается, давление в нем падает, и через дыхательный клапан в резервуар подсасывается атмосферный воздух. Это приводит к снижению концентрации углеводородов в ГП и интенсификации процесса испарения. При последующем заполнении резервуара насыщенная углеводородами смесь вытесняется в атмосферу.
Если принять плотность паров нефти 2 $$кг/м^3$$, концентрацию насыщенных паров нефти в летнее время 30%, то за одно полное опорожнение и последующее заполнение резервуара РВС 5000 в атмосферу попадает около 3 т легких фракций нефти.
Потери от "малых дыханий" обусловлены суточными колебаниями температуры и атмосферного давления. В ночное время температура наружного воздуха и смеси в ГП резервуара уменьшается, что приводит к снижению давления в нем. Как только вакуум достигает определенной величины, срабатывает клапан, и внутрь резервуара поступает атмосферный воздух. От этого процесс испарения интенсифицируется.
В дневное время давление в ГП резервуара увеличивается. Как только оно достигнет определенной величины, срабатывает клапан давления, и паровоздушная смесь вытесняется в атмосферу. Для рассмотренного выше примера за одно "малое дыхание" в атмосферу попадает около 100 кг легких фракций углеводородов. За год общие потери от "малых дыханий" могут быть очень большими.
Годовые потери от вентиляции ГП при наличии только двух отверстий площадью по 1 $$см^2$$ в крыше или корпусе составляют около 1,5 т. С целью предотвращения утечек из резервуаров последние периодически подвергаются гидравлическим испытаниям. При обнаружении свищей и запотевающих участков корпуса резервуар выводят из эксплуатации для ремонта.
Сокращение потерь от испарения достигается применением следующих методов:
(рис 7.4) Газоуравнительная система
Для уменьшения объема ГП применяют понтоны и плавающие крыши. Для уменьшения колебаний температуры резервуары покрывают тепловой изоляцией и окрашивают в светлые тона. Простейшим средством улавливания паров, вытесняемых из резервуаров, является газопровод, соединяющий ГП резервуаров. Газовая обвязка сокращает объем "дыхания" (потери) в тех случаях, когда при заполнении одного резервуара другой опорожняется.
Скорость испарения УВ из резервуаров хранения нефти зависит от упругости паров, фракционного состава и температуры. На 1 т закачиваемой в резервуар РВС-2000 нефти потери в летнее время составляют около 1,1 кг. Для ДНС эти потери составляют до 80 т/год.
Все операции необходимо проводить при максимальной герметизации рабочей зоны с сокращением числа перекачек, при поддержке максимального наполнения резервуаров. К специальным мероприятиям относят уменьшение объема газового пространства, применение газоуравнительных систем и установок по улавливанию УВ, использование отражательно-тепловой защиты от солнечной радиации (снижение на 50%), применение плавающих крыш и понтонов, заглубление резервуаров в грунт.
Процессы течения, в которых характеристики потока изменяются с течением времени, называются неустановившимися (нестационарными). Неустановившиеся режимы течения нефти наблюдаются при пусках и остановках нефтепровода, включении или отключении дополнительного агрегата на головной или промежуточной НПС, полном или частичном открытии задвижки, переключении резервуаров, сбросе или подкачке нефти, при разрыве трубопровода.
При резком закрытии или открытии задвижки, включении или отключении насоса происходит резкое торможение или ускорение потока, сопровождающееся таким опасным явлением, как гидравлический удар (рис 7.5).
(рис 7.5) Схема возникновения волны повышения давления из-за торможения потока
Скорость распространения волн гидравлического удара в стальных негртепроводах достигает 1000 м/с, а изменение скорости течения на 1 м/с вызывает изменение давления в трубе на 0,9 МПа. С подобной разрушительной силой гидравлического удара необходимо считаться.
Рассмотрим течение нефти с плотностью $$\rho_0$$, скоростью $$V$$ в трубе длиной $$L$$ c площадью сечения $$\omega_0$$. Пусть в некотором сечении $$x_1$$ живое сечение потока быстро перекрывается задвижкой, и возникает резкое торможение потока, в результате чего скорость течения изменяется на величину $$\Delta_V$$. При этом слои идущей сзади жидкости поочередно тормозятся и сжимают слои жидкости, идущей впереди. При этом давление возле задвижки возрастает на величину $$\Delta p$$. плотность жидкости увеличивается на величину $$\Delta\rho$$, площадь сечения трубы также возрастает на $$\Delta\omega$$ (см. рис 7.5). При этом волна повышения давления (фронт возмущения) распространяется вверх по потоку с некоторой скоростью $$c=\Delta l/\Delta t$$, где $$\Delta l$$ - отсек трубы, в котором за время $$\Delta t$$ жидкость остановилась, а давление и диаметр трубы увеличились.
Используя теорему об изменении количества движения (теорему импульсов), можно получить следующую формулу, которая носит имя Н. Жуковского:
$$ \Delta p=\rho\Delta Vc. $$Эта формула гласит, что всякое принудительное изменение скорости течения в трубе вызывает пропорциональное изменение давления в потоке жидкости.
Величина с определяет собой скорость распространения волн возмущения в трубопроводе с упругими параметрами нефти и трубы:
$$ c=\sqrt{\frac{K/\rho}{1+(D/\delta)\cdot(K/E)}}, $$где $$K$$ - модуль упругости нефти, среднее значение которого $$1,2\cdot 10^3 МПа$$; $$E$$ - модуль Юнга материала трубы; для стали $$E = 2\cdot 10^5 МПа$$.
Это выражение определяет скорость звука (скорость ударной волны) в потоке жидкости. В жестком трубопроводе скорость ударной волны равна:
$$ c=\sqrt{\frac{K}{\rho}}. $$Формула Жуковского справедлива для случая прямого гидравлического удара, когда перекрытие живого сечения потока происходит достаточно быстро: .
В случае непрямого гидравлического удара, когда поток перекрывается медленно ($$T_{закр}> 2L/c$$), давление в трубе повышается на величину:
$$ \Delta p=\frac{2\rho LV}{T_{закр}}. $$Волны гидравлического удара могут распространяться на значительные расстояния, постепенно затухая за счет диссипации механической энергии. Наибольшую опасность волны повышенного давления представляют для участков вблизи перекачивающих станций и в наиболее низких сечениях трубопровода. На линиях всасывания НПС применяют специальные гасители гидравлического удара на случай, когда станция внезапно отключится и давление перед ней начнет повышаться.
При отключении перекачивающей станции или агрегата на ней вниз по течению распространяется волна разряжения, отчего в вершинах профиля трубы могут образоваться пустоты и временные перевальные точки. Пустоты способны разрастаться и переходить в самотечные участки. Волны снижения давления также могут вызывать опасные последствия. В наиболее высоких сечениях МН могут возникать парогазовые скопления, которые уменьшают расход перекачки и вызывают вибрацию трубы.
При включении отвода к промежуточной нефтебазе от места врезки отвода вверх и вниз по потоку распространяются волны разряжения, которые могут разорвать столб жидкости и превратить напорное течение в безнапорное.
Сказанное относится также к случаям перекачки газового конденсата и широкой фракции углеводородов, упругость насыщенных паров которых составляет от 0,3 до 3,0 МПа. Любое резкое снижение давления в таких трубопроводах приводит к образованию множественных парогазовых полостей, при исчезновении которых возникают мощные гидравлические удары.
Появление утечек сопровождается целым рядом изменений физико-технического состояния трубопровода и пространства вблизи места их появления. Возникает характерный акустический шум, изменяются давление и скорость потока, потребляемая мощность перекачивающих агрегатов. Ощущается загазованность над поверхностью трассы. Изменяются температура, магнитное поле и электропроводность грунта в зоне выхода продукта из трубопровода. В этой связи существует большое число систем эксплуатационного контроля технического состояния трубопровода.
Общие требования к системам обнаружения утечек и дефектов: точность обнаружения малых повреждений: оперативность обнаружения крупных утечек: окупаемость затрат системы контроля.
Среди большого числа методов обнаружения утечек к наиболее эффективным относятся методы постоянного контроля. Из этой группы можно выделить метод математического моделирования гидравлического состояния трубопровода - непрерывное сравнение измеренных гидравлических параметров со значениями, смоделированными в реальном времени с помощью ЭВМ. В случае расхождения значений утечка имеет место, а ее размер и координата определяются расчетным путем.
Существуют различные методы контроля утечек.
Методы статического контроля осуществляется на трубопроводах, временно остановивших перекачку. Перекрываются задвижки на определенном участке и в течение 15 мин наблюдают за изменением в нем давления. Этот метод позволяет фиксировать утечку $$0,6 м^3/ч$$. Недостатком метода является невозможность фиксации места повреждения.
Физические методы контроля: изменение давления или расхода перекачиваемого продукта: акустической эмиссии; магнитной дефектоскопии; радиационный; визуальный; трассирующих газов и др.
Рассмотрим установившееся истечение жидкости плотностью $$\rho$$ при постоянном напоре $$H$$ в атмосферу через малое отверстие площадью $$\omega$$ в днище резервуара (рис 7.6). Отверстие считается малым, если его диаметр $$d<0,1H$$.
(рис 7.6) Сжатое сечение струи жидкости на выходе из отверстия
Частицы жидкости не могут двигаться по изломанным траекториям, имеющим угловые точки. Траектории частиц жидкости по мере их приближения к отверстию плавно искривляются. Наибольшее искривление испытывают траектории тех частиц, которые подходят к отверстию вдоль стенки резервуара или трубы. В местах искривления траектории возникает центробежная сила, направленная внутрь струи, в результате чего живое сечение струи постепенно уменьшается до некоторой минимальной величины $$\omega_c$$. Это сечение, которое называют сжатым сечением, отстоит от плоскости отверстия примерно на расстоянии одного диаметра $$d$$. Ниже этого сечения жидкость какое-то время движется в виде компактной струи, затем струя насыщается воздухом, начинает дробиться и теряет компактность.
Величина отношения
$$ \varepsilon=\omega_c/\omega $$называется коэффициентом сжатия струи.
Все потери напора сосредоточены в плоскости отверстия, которое является местным сопротивлением. Скорость жидкости в сжатом сечении определяется из выражения
$$ U=\varphi\sqrt{2gH}, $$где $$\varphi$$ - коэффициент скорости, учитывающий все местные сопротивления при истечении жидкости; $$H$$ - напор, под действием которого происходит истечение:
$$ H=z+\frac{p}{\rho g} $$где $$p$$ - избыточное давление в резервуаре; $$z$$ - уровень жидкости над отверстием (геометрический напор).
Расход жидкости через отверстие равен произведению скорости струи на площадь ее сжатого сечения:
$$ Q=\omega\mu\sqrt{2gH}, $$где $$\mu=\varepsilon\varphi$$ - коэффициент расхода.
По мере увеличения срока службы трубопроводов увеличивается вероятность аварий за счет нарушения их герметичности. Среди множества причин, приводящих к нарушению целостности трубопроводов, наиболее распространенными являются: механические повреждения; коррозия металла; заводской брак при изготовлении труб; плохая сварка стыков при монтаже; нестационарные процессы в трубах, сопровождаемые резкими колебаниями давления.
Процесс учета утечек нефти достаточно трудоемок. Существуют специальные компьютерные программы для расчета аварийного истечения нефти из трубопровода при его разгерметизации. При этом учитываются профиль нефтепровода, размеры отверстия, свойства нефти и режимы ее истечения.
Процесс истечения нефти из отверстия в стенке трубы включает в себя следующие три стадии.
Первая стадия напорного истечения происходит при работающей НПС от момента аварии до момента отключения перекачивающей станции. В этот период давление в месте аварии не меняется во времени и количество вытекшей нефти определяется разностью давлений, площадью отверстия и продолжительностью этого периода.
Вторая стадия истечения происходит с момента отключения перекачивающей станции до момента изоляции поврежденного участка нефтепровода линейными задвижками. В течение этой стадии нефть вытекает через отверстие под действием собственного веса. При этом в наивысших точках трубопровода последовательно происходят разрывы сплошности потока и образуются полости, заполненные насыщенными парами нефти.
Третья стадия безнапорного истечения начинается с момента перекрытия линейных задвижек, отсекающих поврежденный участок трубопровода, до момента ликвидации аварии или полного вытекания транспортируемой жидкости. На этой стадии нефть также вытекает под действием собственного веса.
По мере вытекания жидкости из трубы высотная отметка зеркала $$z$$ уменьшается, поэтому в расчетах учитывают, что эта отметка является функцией времени $$z=f(t)$$. После достижения опускающимся зеркалом отметки вершины $$V$$-образного колена жидкость в этом колене останавливается, столб жидкости разрывается. Далее зеркало нефти опускается, начиная с вершины колена трубы.
(рис 7.7) Схема истечения жидкости из вертикального цилиндра при переменном уровне
Истечение из вертикального цилиндра с площадью поперечного сечения $$\Omega$$ (рис 7.7) при переменном уровне является неустановившимся, так как напор и скорость истечения меняются во времени. В этом случае время опорожнения резервуара в пределах отметок $$z_1$$ и $$z_2$$ определяется из следующего выражения:
$$ t=\frac{2\Omega(\sqrt{z_1}-\sqrt{z_2})}{\omega\mu\sqrt{2g}}. $$Время частичного опорожнения горизонтального участка трубы длиной $$L$$ через нижнее отверстие в ее стенке (рис 7.8) определяется из следующего выражения:
$$ t=\frac{4L}{3\omega\mu\sqrt{2g}}(\sqrt{2R-z_2}-\sqrt{2R-z_1}) $$
(рис 7.8) Схема истечения жидкости из горизонтального кругового цилиндра
Это решение используется также для определения продолжительности полного слива железнодорожной цистерны через короткий патрубок.
При крупных или полных разрывах нефтепровода в нем возникает интенсивное течение нефти к месту аварии, и большая часть напора теряется на преодоление сил внутреннего трения. Для отверстий больших размеров приведенные выше формулы не могут быть использованы. В этом случае процесс истечения нефти рассматривается в динамике при условии, что в сечении отверстия давление равно атмосферному.
Свищевые повреждения в стенках труб, через которые теряются значительные объемы УВ, приводят к загрязнению ОС. Сквозные дефекты являются источниками взрывов и пожаров в местах прохождения трасс газопроводов и компрессорных станций. Ремонт газопроводов с помощью врезки катушек связан с большими затратами.
Ликвидация сквозных дефектов газопровода без остановки перекачки продукта снаружи технически проще, чем изнутри. Простейший способ ликвидации свищей небольшого диаметра (до 3 мм) является зачеканивание отверстия пластичным металлом (свинцом, медью). Для устранения небольших утечек через свищи, трещины, пробоины используются хомуты, струбцины, прижимы, обеспечивающие плотное перекрытие мест утечек и уплотняющие прилегающие зоны трубы с помощью эластичных прокладок и пластырей. Используются бруски-магниты с уплотняющими прокладками, способные выдержать давление газа в данном месте.
Применение ремонтного хомута (рис 7.9) целесообразно при диаметре отверстий в стенке трубы до 25 мм. Перемещением хомута 4 по трубе стакан 1 надвигается на дефект. Правильность установки стакана определяется по выходу газа из отводного шланга 2. После фиксации стакана и хомута натяжными шпильками 5. а также завинчивания до упора винтового затвора 3 выход газа из отводного шланга прекращается.
(рис 7.9) Ремонт трубы с помощью хомута
Для перекрытия больших коррозионных повреждений используются ремонтные муфты, снабженные краном для свободного выхода газа во время установки муфты и уплотняющего кольца.
Ремонту с применением сварки подвергаются дефекты небольшой глубины - примерно 50 % от толщины стенки трубы.
После окончания работы на поверхности трубы устраняются повреждения изоляции, а разработанный приямок засыпается мягким грунтом.
Для ликвидации свищей изнутри используются устройства, которые перемещаются внутри трубы в потоке перекачиваемого продукта, реагируют на утечку, останавливаются и герметизируют место повреждения, позволяя производить ремонтные работы.
Аварии и чрезвычайные ситуации на суше и на море возникают на всех этапах обращения с нефтью: на скважинах, на трубопроводах, на танкерах, на нефтеперерабатывающих заводах. Во время иракской агрессии 1991 г. в Кувейте горело около 800 скважин. Результатом явилась региональная экологическая катастрофа.
Горящая скважина - это вздымающийся на сотни метров в небо столб ядовитого дыма и огня. Общепринятой технологии тушения таких пожаров нет. Если огня много и приблизиться к скважине невозможно, бурится наклонная скважина, чтобы выйти на горящий ствол и попытаться его перекрыть. Меньший пожар можно блокировать смесью воды и пены и закрыть устье скважины стальным листом. На тушение горящей скважины требуется от нескольких дней до нескольких месяцев, но бывают и более сложные случаи.
Месторождения углеводородов на восточном побережье Северного Каспия отличаются большими запасами и сложными условиями их добычи: глубоким залеганием продуктивных горизонтов; аномально высоким пластовым давлением; содержанием в нефти и газе соединений серы, сероводорода, сульфидов, меркаптанов.
В самом начале освоения этой нефтегазоносной провинции весной 1962 г. возник открытый фонтан на скв. 2 на промысле Прорва. Вырвавшийся столб газа быстро воспламенился от искры, высекаемой ударами камешков по металлоконструкциям, отчего образовалась гигантская свеча высотой 300 м. Вокруг горящей скважины образовался кратер, в который провалилась сорокаметровая буровая вышка вместе со всем оборудованием.
Одним из самых мощных в истории нефтегазодобычи был открытый фонтан на скв. 37 месторождения Тенгиз. Факел открытого фонтана горел 13 месяцев с 24 июня 1985 г. За это время выгорело 3,4 млн т нефти и 1,7 млрд $$м^3$$ газа.
Месторождение Тенгиз, расположенное в юго-восточной зоне Прикаспийской впадины, открыто в 1975 г. Глубина залегания продуктивного горизонта 4050-5300 м. мощность нефтяного горизонта 300-1152 м. Слагающие продуктивный разрез карбонаты представлены преимущественно известняками. Проницаемость вмещающих пород меняется в пределах от $$4,6 Ч 10^{-6}$$ до $$6,3 Ч 10^{-4} мкм^2$$. Мощность нефтяного горизонта 300-1150 м. Пластовое давление 83-90 МПа. пластовая температура $$120-125^{\circ}C$$. Режим эксплуатации месторождения упругий режим растворенного газа и водонапорный режим.
Нефть легкая: плотность 0,7892 $$г/см^3$$; вязкость разгазированной нефти $$2,1 мПа\cdot c$$; содержание серы 0,7%: содержание парафина 4% со значительным выходом бензиновых фракций. Газовый фактор 570 $$м^3/т$$. Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти (%): сероводорода 19,25; углекислого газа 3,6; метана 53,1; этана 13; пропана и высших 16,8%.
Скважина 37 проектной глубиной 5000 м закладывалась для оценки запасов нефти и газа в каменноугольных отложениях. Конструкция скважины: кондуктор $$426 мм \times 490 м$$; 1-я промежуточная колонна $$324 мм \times 2280 м$$; 2-я промежуточная колонна $$245 мм \times 4382 м$$.
Во время бурения в отложениях карбона на глубине 4467 м была потеряна циркуляция промывочной жидкости. Пласт начал бурно поглощать буровой раствор. Попытки восстановить циркуляцию результатов не дали. Устье скважины было герметизировано закрытием верхнего плашечного превентора. задвижки и шарового крана под квадратом. Далее в нарушение регламента было принято решение поднять инструмент до отметки 3500 м, чтобы восстановить циркуляцию.
При подъеме 15-й свечи появился сифон и отмечено движение жидкости по желобам. Предпринятые действия не дали положительных результатов - напор и дебит струи жидкости из буровых труб возрастал. Скважина стала фонтанировать смесью газа с нефтью через бурильный инструмент. Высота ревущей струи достигла 50 м. Вырвавшись из недр, эта смесь превращалась в туманоподобный шлейф, который потянуло в сторону поселка. Людей пришлось эвакуировать. Из-за опасности взрыва буровую обесточили, однако возгорание фонтана все же произошло до того, как его пытались задавить. Через 20 минут вышка упала, и скважина стала фонтанировать и по затрубному пространству.
Факел газонефггяного выброса горел 398 суток. В течение всего этого времени происходило загрязнение огромной территории продуктами горения в радиусе 150 км. Высота пламени в первые 5 месяцев горения достигала 200 м. диаметр столба пламени - 50 м. Температура воздуха в районе устья достигала $$200^{\circ}C$$, концентрация ядовитого сернистого газа превышала ПДК в 1100 раз. В ночное время факел как магнитом тянул к себе пролетавших птиц. Птицы молниеносно втягивались в пламя и тут же с другой стороны факела их горящие тела выбрасывало словно сноп искр. В один из дней погиб профессиональный фонтанщик, его затянуло в пламя образовавшееся сильное разрежение у устья скважины.
В один из дней из скважины погнало вверх колонну бурильных труб. В течение двух часов всю четырехкилометровую стальную колонну выдавило вместе с долотом. Попытки заглушить фонтан увенчались успехом 27 июля 1986 г. За время горения факела в атмосферу было выброшено 516 тыс. тонн сероводорода, 900 тыс. т сажи и 1 млн т несгоревших углеводородов. Продуктами горения факела были загрязнены воздух, почва и поверхностные воды в радиусе до 250 км от скважины. На этой площади растения погибли или были угнетены, люди и домашние животные страдали от респираторных заболеваний.
Эта наклонно-направленная скважина была забурена в сентябре 1978 г. с целью уточнения объема углеводородов в отложениях карбона. Проектное отклонение бурильной колонны от вертикали составляло $$26^{\circ}$$, поэтому забой скважины располагался на глубине 2300 м, а длина бурильной колонны составляла 2860 м. Осенью 1980 г. провели испытания скважины, меняя диафрагмы, замеряя давление и околозвуковые скорости выходящего природного газа. Полученная информация позволила прирастить запасы российского газа за счет Кумжинского месторождения на 96 млрд $$м^3$$.
Скважину, которая выполнила свою задачу, необходимо было заглушить и передать в фонд действующих скважин на баланс государства. Но тут возникли сложности. В процессе закачки раствора хлористого кальция из-под снежного покрова около устья скважины появились фонтанчики грязи - грифоны. Это означало, что газ вышел за обсадную колонну. Пока открывали запорную арматуру, чтобы снизить давление газа, грифоны усилились, над скважиной в диаметре до пяти метров фонтанировала грязь и летели куски цемента. Облако газа и конденсата растекалось сизым шлейфом над тундрой.
Когда спасатели начали свою штатную работу, оказалось, что наклонная техническая колонна была нарушена тысячами спусков бурильного инструмента, а истинное направление наклонного ствола скважины отличалось отданных инклинометрии на $$10^{\circ}$$. Отсутствие достоверных данных о местонахождении ствола объясняет долгие неудачи в ликвидации аварии, в том числе неудачную попытку ликвидировать газовый фонтан с помощью подземного ядерного взрыва.
Наклонную скважину для закладки ядерного заряда заложили на расстоянии 260 м от аварийного устья и начали бурить, придерживаясь ошибочных азимута и углов отклонений. Заряд опустили в скважину глубиной 1700 м, залили цементом и взорвали. Глубинные пласты были сдвинуты и смяты мощным взрывом, но ожидаемого результата не получилось. Через сутки газ вновь начал фонтанировать.
После этой неудачи скважина фонтанировала еще долгих шесть лет, и все это время наносила вред тундре, Печоре, рыбе, зверю и людям. Были пробурены еще три поисковых скважины, отсыпаны защитные дамбы на Печоре и дамбы обвалования вокруг стометрового кратера. Наконец, в марте 1987 г. на глубине 1 ООО м удалось выйти на ствол аварийной скважины, после чего она была заглушена. Ущерб от этой аварии подсчитать невозможно.
Любая авария на буровой опасна, драматична и дорого обходится государству, природе и человеку. Далеко не каждую беду можно списать на стихию. В ряду причин возникновения аварий часто бывают беспечность, неподготовленность и многие другие человеческие факторы.
Большую угрозу для морской среды представляют катастрофы, связанные с разливом нефти. Добыча нефти на калифорнийском шельфе США началась в конце XIX в. В январе 1969 г. на пути буровой скважины в проливе Санта-Барбара оказалась геологическая аномалия и около 6 тыс. баррелей нефти, просочившись через трещины в породе, вышли на поверхность моря. Клейкая масса сырой нефти двинулась в прибрежные воды и покрыла толстым слоем тридцать миль знаменитых калифорнийских пляжей. Взрыв общественного возмущения прокатился по всей стране, после чего администрация президента Никсона наложила мораторий на разработку месторождения.
Статистическая информация по строительству и эксплуатации морских платформ свидетельствует об отказах с катастрофическими последствиями. Анализ показывает, что большинство аварий на платформах произошло во время добычи (255 аварий) и бурения (266). Наиболее часто встречающимися видами аварий являются пожары (207), выброс нефти и газа (118). утечка нефти и газа (117). За период с 1980 по 1990 гг. потеряно 73 из 4786 действующих платформ.
Самая тяжелая и трагическая авария за всю историю морской нефтедобычи произошла в июле 1988 г. на платформе "Пайпер Альфа" в Северном море. Во время пожара погибли 167 человек, а платформа стоимостью в миллиард долларов была полностью уничтожена.
В 1989 г. в результате аварии танкера "Валдез" компании "Экссон" у берегов Аляски в море вылилось около 40 тыс. т нефти. В таких случаях примерно 40% тяжелых составляющих нефти уходит на дно. 40% теряется в толще воды, а 20% растекается по поверхности в виде огромных нефтяных пятен. На ликвидацию этого катастрофического разлива и компенсацию ущерба израсходовано более 8 млрд долл. Подобная катастрофа произошла с танкером "Престиж" у берегов Европы в 2002 г. Тогда спецотряды уборщиков всего Евросоюза много месяцев очищали берега курортов Франции, Испании и Португалии.
Аварии на нефтегазопроводах приводят к чувствительному ущербу для окружающей среды. Среднегодовой уровень аварийности российских магистральных трубопроводов составляет 50-60 аварий в год. На внутрипромысловых трубопроводах ежегодно случается до 40 тыс. случаев их разгерметизации.
В случае разрушения магистрального газопровода и воспламенения выброса зона поражения может достигать 500 м. В июне 1989 г. при аварии нефтепродуктопровода под Уфой в результате взрыва легких паров углеводородов и пожара погибло более 600 человек. Примером возможных масштабов загрязнений долговременными утечками нефти может служить аварийная эксплуатация нефтепроводов ОАО "Коминефть". Утечки нефти и пластовой воды через свищи происходили много лет. Только в августе-октябре 1994 г. на рельеф вышло до 70 тыс. т нефтесодержащей смеси. Площадь земель, загрязненных аварийной нефтью, составила около 700 га.
Главной особенностью предприятий по переработке углеводородного сырья является наличие мощных потоков пожаро- и взрывоопасных продуктов. Наиболее опасными элементами установки первичной переработки нефти являются ректификационные колонны и трубопроводы подачи и откачки нефтяных фракций. Из-за случающихся утечек горючих жидкостей и газов образуются дрейфующие ядовитые и взрывоопасные парогазовоздушные облака. Например, общие потери от аварий на американских НПЗ за 25 лет составили 1,7 млрд долл. при средних потерях от одной аварии 58 млн долл. Практика показывает, что как бы осторожно не работали нефтяники, они своей деятельностью причиняют ощутимый вред окружающей природной среде.
Для получения официальных документов о завершении программы дополнительного профессионального образования (удостоверения о повышении квалификации, дипломов о профессиональной переподготовке и MBA) необходимо предоставить:
Внимание! Вы можете не заказывать доставку бумажной версии официального документы, а скачать его в электронном виде и распечатать самостоятельно. Информация о выданном документе в течение 1 месяца загружается в Федеральную информационную систему «Федеральный реестр сведений о документах об образовании и (или) о квалификации, документах об обучении» - ФИС ФРДО.
Доступ на новый сайт осуществляется с использованием адреса электронной почты, который был указан вами при регистрации на "старом". Мы постарались перенести все ваши данные с прежнего ресурса, однако не исключена вероятность потери части информации.
При возникновении проблемы со входом, воспользуйтесь функцией сброса пароля
Если вы обнаружите несоответствия, пожалуйста, сообщите нам.