Рассмотрено отступление от п. 353 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» в части сокращения расстояний между устьями газовых и газоконденсатных скважин. Показано, что применение внутрискважинного клапана-отсекателя — наиболее эффективная мера, компенсирующая данное отступление и предотвращающая эскалацию аварий, связанных с открытым фонтанированием. 

Введение

Согласно п. 353 и приложению № 6 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [1] наименьшее допустимое расстояние между устьями эксплуатационных газовых и газоконденсатных скважин составляет 40 м. Однако по ряду причин часто возникает необходимость сокращения этих расстояний: большое количество водных преград, болот, топей, эрозионно-активных участков на местности; перевод добывающих скважин из нефтяных в газовые в связи с нерентабельностью добычи нефти; уменьшение изъятия земель, относящихся к числу особо охраняемых природных территорий, к землям запаса сельскохозяйственного назначения, промышленности, энергетики, транспорта, связи, телерадиовещания и землям, предназначенным для обеспечения космической деятельности.

Согласно положениям [2] допускается отступление от требований [1] при условии разработки обоснования безопасности опасного производственного объекта (ОБ ОПО).
В соответствии c [3] ОБ ОПО должно содержать перечень мероприятий, содержащих дополнительные меры безопасности, компенсирующие отступления от требований нормативных актов. Для подтверждения достаточности компенсирующих мер необходимы результаты исследований, расчетов, испытаний, моделирования аварийных ситуаций, оценки риска или анализа опыта эксплуатации подобных ОПО.

Обоснование возможности сокращения расстояний между устьями газовых и газоконденсатных скважин

На кустовых площадках нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин к наиболее опасным авариям относятся открытые неуправляемые фонтаны на устьях скважин с возникновением факельного горения (рис. 1).

Рис. 1. Авария с факельным горением на газодобывающей скважине
Fig. 1. Accident with flare burning at the gas producer

Для обоснования возможности сокращения расстояний между устьями газовых (газоконденсатных) скважин и достаточности компенсирующих мероприятий расчетными вероятностными методами существенную роль играет задание частоты возникновения инициирующего события — выброса опасного вещества из скважины. В основном документе Ростехнадзора [4], касающемся оценки последствий аварий на ОПО нефтегазодобычи (в том числе на газоконденсатных месторождениях), рекомендации по оценке частоты разгерметизации оборудования скважины отсутствуют.

В документе [5] даны рекомендации по определению частот аварий на скважинах ПАО «Газпром». Так, частота аварий с фонтанами на газовых и газоконденсатных скважинах при эксплуатации и капитальном ремонте соответственно составляет 8·10^–4 и 4·10^–4 на одну скважину «за производственный цикл».

Информацию о частоте фонтанирования скважин также можно найти в данных соответствующего отчета для скважин на шельфе Северного моря [6]. В этом отчете есть информация о том, что данные частоты применимы и для береговых объектов. Так, для газовых скважин суммарная частота выбросов при их эксплуатации и капитальном ремонте, включая инциденты из-за внешних причин, составит соответственно 5,9·10^–5 на одну скважину и 8,3·10^–4 — на операцию в год. Отметим, что аналогичные показатели для частот аварийной разгерметизации и утечек для типового оборудования на ОПО морского нефтегазового комплекса приводятся в [7].

Типовое дерево событий для аварий на газодобывающей скважине приведено на рис. 2.

Рис. 2. Дерево событий при аварийном фонтанировании газодобывающей скважины
Fig. 2. Event tree during emergency spouting of gas producer

Условные вероятности для дерева событий при аварийном фонтанировании газодобывающей скважины принимаются в соответствии с [5]. Рекомендации по расчету размеров факела фонтанирующей скважины при струйном горении приводятся в [8].

Длина факела $L_f$ (м) при струйном горении определяется по формуле:

где $K$ — эмпирический коэффициент, который при истечении сжатых газов принимается равным 12,5; $G$ — аварийный массовый расход, кг/с.

Согласно [8] воздействие открытого пламени горизонтального факела на соседнее оборудование, приводящее к его разрушению, происходит в секторе 30°, ограниченном радиусом $L_f$ (ширину факела рекомендуется принимать равной 15 % от его длины). Для учета действия теплового излучения от горизонтальной струи и вертикального факела на больших расстояниях от оси факела рассчитывается так называемый угловой коэффициент облученности. Для расчета G используется математическая модель установившегося истечения из скважины, описанная в [4]. Подробнее о применении этой модели в программном комплексе TOXI+Risk 5 [9], который был использован при выполнении всех упомянутых в статье расчетов, изложено в [10]. Отметим, что рассчитанный аварийный расход при установившемся истечении из скважины оказывается в 2–10 раз больше проектного дебита скважины.

Критерии безопасной эксплуатации

При сокращении расстояний между устьями скважин относительно нормативных значений, установленных в [1], без принятия компенсирующих мер возрастает угроза распространения аварии на соседние объекты (эскалация или каскадное развитие аварии), что существенно усложняет проведение работ по ликвидации аварии и ее последствий. 

Традиционные для количественной оценки риска показатели потенциального, индивидуального, коллективного и социального рисков в данном случае не могут в достаточной мере характеризовать степень опасности из-за отсутствия на подобных объектах рабочих мест, предусматривающих постоянное пребывание персонала. В связи с этим при обосновании сокращения расстояний между устьями газовых и газоконденсатных скважин критерием достаточности компенсирующих мероприятий может служить время, за которое поглощенная доза тепловой радиации на соседнем оборудовании достигнет порогового значения $D_{гиб}$ (кВт·с/м²). При превышении этого порога оборудование можно считать разрушенным. Другим способом оценки частоты эскалации аварии может служить построение поля частот превышения интенсивности теплового излучения на оборудовании куста скважин. 

Согласно [11] наземное оборудование скважины может быть отнесено ко второму классу чувствительности (среднечувствительное). Для этого класса $D_{гиб}$ установлена на уровне 25 тыс. кВт·с/м². Здесь целесообразно также использовать параметр $k_{повр}$ — степень повреждения оборудования от воздействия тепловой радиации (когда $k_{повр}=0$ — это означает отсутствие повреждений, $k_{повр}=1$ — полное разрушение оборудования). Совместное применение данных критериев дает более полное представление о масштабах аварии и ее эскалации. 

Поглощенная доза тепловой радиации вычисляется по формуле:

где $q_{об}$ — значение теплового потока на единицу площади, кВт/м²; $t$ — длительность теплового воздействия, с.

Как показывают расчеты, выполненные для газовых и газоконденсатных месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа, в зависимости от пластового давления и дебита скважин длина горизонтального факела $L_f$ может превышать 70 м (на месторождениях с аномально высокими пластовыми давлениями). При этом время разрушения устьевого оборудования соседних скважин может составить от одного часа до нескольких секунд.

Компенсирующие мероприятия

Для обеспечения безопасной эксплуатации скважин в зарубежной и отечественной практиках применяется сходное по назначению и конструкции внутрискважинное и устьевое оборудование. Отличие состоит лишь в особенностях установки клапанов-отсекателей (КО). Если за рубежом при эксплуатации скважин фонтанным способом в составе комплекса подземного оборудования скважины устанавливается КО, то в России, согласно [1], обязательным требованием является установка автоматического КО на выкидных линиях газовых и газоконденсатных скважин. 

Надземная установка КО, в отличие от внутрискважинной, не позволяет перекрыть поток добываемой пластовой продукции при повреждениях и неисправностях устьевого оборудования скважины и тем более при его разрушении. Кроме того, выкидные линии и установленные на них КО при авариях подвергаются интенсивному тепловому воздействию с возгоранием открытых фонтанов на соседних скважинах и могут потерять работоспособность еще до прибытия аварийных бригад. 

Основной мерой безопасности при отступлениях от установленных требований к расстояниям между устьями газовых и газоконденсатных скважин является установка внутрискважинного КО, предназначенного для перекрытия колонны насосно-компрессорных труб, посредством которого останавливается поток продукции скважины при нарушениях установленного режима ее эксплуатации в результате частичного повреждения или полного разрушения устьевого оборудования [12]. В зависимости от условий эксплуатации могут применяться автоматические и управляемые, съемные и стационарные КО. По принципу срабатывания КО делятся на механические, электрогидравлические и электропневматические. При пневматическом принципе срабатывания в КО используются баллоны со сжатым воздухом, а при гидравлическом — насос с баком трансформаторного масла.

Влияние компенсирующих мероприятий на критерии безопасной эксплуатации

В соответствии с [13] консервативная вероятность отказа автоматического запорного клапана (ASOV) принимается на уровне 1·10^–2 в год. Таким образом, установка внутрискважинного КО позволяет снизить частоту реализации негативных факторов аварии с фонтанированием на скважине до 100 раз, а время теплового воздействия факела — до 5 с (среднее время перекрытия КО в автоматическом режиме).

Для подтверждения достаточности компенсирующих мер с использованием внутрискважинного КО ниже приведены результаты предварительной оценки риска аварии для трех вариантов (случаев) расположения и оснащения куста, на котором установлены две газодобывающие скважины:

при нормативном расположении скважин друг относительно друга (КО в скважинах отсутствуют);

при ненормативном расположении скважин без учета компенсирующих мероприятий (КО отсутствуют);

при ненормативном расположении скважин с КО в каждой скважине.

Принимая давление в пласте равным 28 МПа, а диаметр аварийного отверстия равным диаметру колонны насосно-компрессорных труб, по алгоритму из [4] находим скорость истечения на устье — 380 м/с (кривая 2) и аварийный расход — 27,8 кг/с (кривая 1) (рис. 3). Для вертикального факела тепловой поток на расстоянии 40 м (первый случай) составит 11,4 кВт/м², а на расстоянии 20 м (ненормативное сближение) — 28,1 кВт/м². При таких тепловых потоках $D_{гиб}$ составит в первом случае 25 000/11,4 = 37 мин, а во втором — 15 мин. Этого времени недостаточно для прибытия аварийно-спасательной бригады.

Рис. 3. Результаты расчета параметров аварийного расхода из газовой скважины
Fig. 3. The results of the parameters calculation with regard to emergency flow from the gas well

В случае горизонтальной струи при неблагоприятном стечении обстоятельств, когда струя направлена в сторону соседней скважины, ее наземное оборудование окажется в зоне открытого пламени (длина факела составляет 47,3 м). При этом интенсивность теплового потока будет не менее 200 кВт/м²; время достижения пороговой дозы, когда оборудование соседней скважины полностью разрушится, — 125 с. Все это относится и к первому варианту. 

В таблице приведены сводные результаты расчета степени повреждения соседнего оборудования в зависимости от расположения скважин для всех трех случаев.

Как видим из таблицы, при установке внутрискважинного КО с учетом того, что время его срабатывания (до 5 с) существенно меньше спрогнозированного ранее времени разрушения соседней скважины (125 с), доза теплового излучения не достигает $D_{гиб}$ , а $k_{повр}$ варьируется от 0 до 0,1, что свидетельствует об отсутствии вероятности эскалации аварии.

Результаты расчетов полей частот превышения заданного уровня интенсивности излучения при различных сценариях аварий, включая дрейф облака тепловоздушной смеси, в соответствии с деревом событий (см. рис. 2) на реальном кусте газоконденсатных скважин с ненормативным их сближением проиллюстрированы на рис. 4.

Рис. 4. Поле частот превышения интенсивности теплового излучения свыше заданных значений 20 кВт/м² и 35 кВт/м² при авариях на оборудовании куста скважин в случае установки внутрискважинного КО соответственно (а) и (б) и в случае его отсутствия соответственно (в) и (г)
Fig. 4. The field of frequencies of thermal radiation intensity exceedance above the specified values of 20 kW/m² and 35 kW/m² in case of accidents at the well cluster equipment if the downhole shut-off valve is installed — (а), (б), and in the absence of the downhole-shutoff valve — (в), (г)

Данные поля позволяют определить частоту превышения заданного порогового уровня qоб в каждой точке территории куста. В качестве пороговых значений интенсивности теплового излучения приняты указанные в [5]: 20 кВт/м², ниже которого степень поражения наружных металлических конструкций равна 0, и 35 кВт/м², выше которого степень поражения данных конструкций равна 1 (полное разрушение). Из рис. 4 видим, что максимальные частоты превышения значения 35 кВт/м² для случаев наличия (1,13·10^–7 в год) и отсутствия (1,14·10^–5 в год) на скважинах внутрискважинного КО отличаются более чем в 100 раз. Можно сделать вывод, что реализация компенсирующих мероприятий позволяет на два порядка снизить частоту вероятной эскалации аварии.

Заключение

Таким образом, применение внутрискважинного клапана-отсекателя — наиболее эффективное компенсирующее мероприятие при сокращении расстояний между устьями газовых и газоконденсатных скважин, позволяющее существенно (на два порядка) снизить риски аварий с открытым фонтанированием и их эскалации. 

Кроме того, обязательное применение внутрискважинных клапанов-отсекателей в целях повышения уровня промышленной безопасности на объектах газодобычи, в том числе в качестве компенсирующего мероприятия при сокращении расстояний между устьями газовых и газоконденсатных скважин, рассмотрено на заседании Научно-технического совета Ростехнадзора. По результатам рассмотрения принято решение о подготовке соответствующих изменений в Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [1].