gornik eksploatacji otworowej 811[01] z4 01 u

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

MINISTERSTWO EDUKACJI

NARODOWEJ

Przemysław Poprawa

Obsługiwanie odwiertów samoczynnych ropy naftowej
i gazu ziemnego 811[01].Z4.01

Poradnik dla ucznia

Wydawca

Instytut Technologii Eksploatacji – Państwowy Instytut Badawczy
Radom 2007

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Recenzenci:
mgr inż. Jadwiga Ida
dr inż. Piotr Kasza

Opracowanie redakcyjne:
mgr inż. Przemysław Poprawa

Konsultacja:
mgr inż. Teresa Sagan

Poradnik stanowi obudowę dydaktyczną programu jednostki modułowej 811[01].Z4.01
„Obsługiwanie odwiertów samoczynnych ropy naftowej i gazu ziemnego”, zawartego
w modułowym programie nauczania dla zawodu górnik eksploatacji otworowej.

Wydawca

Instytut Technologii Eksploatacji – Państwowy Instytut Badawczy, Radom 2007

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

SPIS TREŚCI

1. Wprowadzenie

2. Wymagania wstępne

3. Cele kształcenia

4. Materiał nauczania

4.1. Charakterystyka urządzeń napowierzchniowych odwiertów

samoczynnych

4.1.1. Materiał nauczania

4.1.2. Pytania sprawdzające

4.1.3. Ćwiczenia

4.1.4. Sprawdzian postępów

4.2. Urządzenia napowierzchniowe ośrodka zbioru gazu

4.2.1. Materiał nauczania

4.2.2. Pytania sprawdzające

4.2.3. Ćwiczenia

4.2.4. Sprawdzian postępów

4.3. Oddzielacze, podgrzewacze, zbiorniki

4.3.1. Materiał nauczania

4.3.2. Pytania sprawdzające

4.3.3. Ćwiczenia

4.3.4. Sprawdzian postępów

4.4. Strefy zagrożenia wybuchem

4.4.1. Materiał nauczania

4.4.2. Pytania sprawdzające

4.4.3. Ćwiczenia

4.4.4. Sprawdzian postępów

4.5. Zagrożenia oraz organizacja pracy na kopalni ropy i gazu

4.5.1. Materiał nauczania

4.5.2. Pytania sprawdzające

4.5.3. Ćwiczenia

4.5.4. Sprawdzian postępów

5. Sprawdzian osiągnięć

6. Literatura

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

1. WPROWADZENIE

Poradnik będzie Ci pomocny w przyswajaniu wiedzy i kształtowaniu umiejętności

z zakresu obsługiwania odwiertów samoczynnych ropy naftowej i gazu ziemnego.
W poradniku znajdziesz:
–

wymagania wstępne – wykaz umiejętności, które powinieneś mieć już ukształtowane,
abyś bez problemów mógł korzystać z poradnika,

–

cele kształcenia – wykaz umiejętności, które ukształtujesz podczas pracy z poradnikiem,

–

materiał nauczania – wiadomości teoretyczne niezbędne do opanowania treści jednostki
modułowej,

–

zestaw pytań, abyś mógł sprawdzić, czy już opanowałeś określone treści,

–

ćwiczenia, które pomogą Ci zweryfikować wiadomości teoretyczne oraz ukształtować
umiejętności praktyczne,

–

sprawdzian postępów,

–

sprawdzian osiągnięć, przykładowy zestaw zadań. Zaliczenie testu potwierdzi
opanowanie materiału całej jednostki modułowej,

–

literaturę uzupełniającą.
W materiale nauczania zostały przedstawione zagadnienia organizacji pracy kopalni ropy

naftowej i gazu ziemnego, urządzenia na odwiercie samoczynnym ropy naftowej, przepisy
bhp, ochrony środowiska, ochrony przeciwpożarowej, zagrożenia dla życia i zdrowia oraz
środowiska naturalnego związane z prowadzoną eksploatacją samoczynną ropy naftowej
i gazu ziemnego.

Po wykonaniu ćwiczeń sprawdź poziom swoich postępów rozwiązując test „Sprawdzian

postępów” zamieszczony po ćwiczeniach, zaznaczając w odpowiednim miejscu, jako
właściwą Twoim zdaniem, odpowiedź TAK albo NIE. Odpowiedzi TAK wskazują Twoje
mocne strony, natomiast odpowiedzi NIE wskazują na luki w Twojej wiedzy i nie w pełni
opanowane umiejętności praktyczne, które musisz nadrobić.

Po zrealizowaniu programu jednostki modułowej nauczyciel sprawdzi poziom Twoich

umiejętności i wiadomości. Otrzymasz do samodzielnego rozwiązania test pisemny.
Nauczyciel oceni oba sprawdziany i na podstawie określonych kryteriów podejmie decyzję
o tym, czy zaliczyłeś program jednostki modułowej.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Schemat układu jednostek modułowych

811[01].Z4

Obs

ługa odwiertów eksploatacyjnych

811[01].Z4.01

Obs

ługiwanie odwiertów samoczynnych

ropy naftowej i gazu ziemnego

811[01].Z4.02

Obs

ługiwanie odwiertów pompowanych ropy

naftowej

811[01].Z4.03

Wykonywanie obróbki odwiertów

eksploatacyjnych

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

2. WYMAGANIA WSTĘPNE

Przystępując do realizacji programu nauczania jednostki modułowej powinieneś umieć:

–

posługiwać się podstawowymi pojęciami z zakresu górnictwa naftowego,

–

stosować jednostki układu SI,

–

przeliczać jednostki,

–

wykonywać pomiary podstawowych wielkości fizycznych, jak: masa, czas, temperatura,
objętość, itp.,

–

posługiwać się instrukcjami do wykonywania ćwiczeń laboratoryjnych,

–

organizować stanowisko pracy do wykonywania ćwiczeń,

–

odczytywać proste schematy technologiczne,

–

przestrzegać zasad bezpieczeństwa i higieny pracy, ochrony przeciwpożarowej i ochrony
środowiska,

–

oceniać własne możliwości w działaniach indywidualnych i zespołowych,

–

uczestniczyć w dyskusji i prezentacji,

–

korzystać z różnych źródeł informacji,

–

współpracować w grupie.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

3. CELE KSZTAŁCENIA

W wyniku realizacji programu jednostki modułowej powinieneś umieć:

−

określić rodzaje stanowisk pracy występujące w kopalni ropy i gazu,

−

określić typowe zagrożenia występujące w kopalni ropy i gazu,

−

scharakteryzować urządzenia napowierzchniowe odwiertu samoczynnego ropy naftowej,

−

manipulować zasuwami w celu zamknięcia odwiertu i ponownego uruchomienia,

−

dokonać wymiany zwężki dławiącej,

−

zrealizować procedury optymalnej wielkości wydobycia ropy naftowej,

−

scharakteryzować budowę i zasadę działania oddzielaczy ropy i gazu,

−

scharakteryzować obsługę oddzielaczy ropy i gazu,

−

określić strefy zagrożenia związane z eksploatacją samoczynną,

−

scharakteryzować urządzenia napowierzchniowe odwiertu gazowego,

−

przeprowadzić zabieg syfonowania odwiertu,

−

odczytać wskazania przyrządów kontrolno-pomiarowych na odwiercie gazowym,

−

określić ilość wydobywanego gazu i przeliczyć ją na warunki normalne,

−

określić strefy zagrożenia wybuchowego na kopani gazu ziemnego,

−

wyjaśnić konieczność stosowania przepisów bezpieczeństwa i higieny pracy, ochrony
środowiska i ochrony przeciwpożarowej przy obsłudze odwiertów eksploatacyjnych
gazowych,

−

zastosować przepisy bezpieczeństwa i higieny pracy, ochrony środowiska i ochrony
przeciwpożarowej, dotyczące prac górniczych w kopalni ropy i gazu.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4. MATERIAŁ NAUCZANIA

4.1. Charakterystyka urządzeń napowierzchniowych odwiertów

samoczynnych

4.1.1. Materiał nauczania

Odwiert produkujący samoczynnie składa się z wyposażenia wgłębnego oraz

napowierzchniowego. Wyposażenie wgłębne odwiertów samoczynnych stanowią:
1. rury okładzinowe,
2. rury wydobywcze,
3. podpowierzchniowe zawory bezpieczeństwa, łączniki, pakery itp. (nie pokazane na

rysunku).
Do wyposażenia napowierzchniowego możemy zaliczyć:

1. głowice eksploatacyjne,
2. zwężki redukcyjne,
3. podgrzewacze, oddzielacze,
4. urządzenia umożliwiające pomiary przepływu strumienia płynu,
5. instalacje technologiczne do dozowania środków chemicznych zapobiegających korozji

oraz tworzeniu się korków hydratowych i parafinowych.

Na rys. 1 przedstawiono uproszczony schemat uzbrojenia odwiertu samoczynnego ropy
naftowej.

Rys. 1. Schemat odwiertu samoczynnego ropy naftowej

1 – kolumna rur wydobywczych, 2 – kolumna rur okładzinowych, 3 – głowica odwiertu,

4 – zwężka dławiąca, 5 – wymiennik, ciepła, 6 – separator [6, s. 259]

Wyposażenie napowierzchniowe odwiertu ropy naftowej i gazu powinno umożliwiać [7]:

1. ograniczenie natężenia wypływu gazu lub utrzymania określonego ciśnienia na głowicy,
2. oddzielenie cząstek stałych i cieczy od gazu,
3. pomiar objętościowego natężenia odbioru wydobywanego gazu,
4. zabezpieczenie przed tworzeniem się hydratów.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Na rysunku 2 przedstawiono typowy schemat napowierzchniowy uzbrojenia gazowego
odwiertu.

Pierwszym elementem uzbrojenia napowierzchniowego odwiertu jest głowica

eksploatacyjna. Głowica eksploatacyjna powinna być szczelna i wytrzymała na największe
przewidywane ciśnienie głowicowe, wyposaża się je w urządzenia zamykające, za pomocą
których przerywa się wydobycie z kolumny rur wydobywczych oraz kolumny
eksploatacyjnej. [9] Zgodnie z normą API, głowice eksploatacyjne wykonywane są na
następujące ciśnienia nominalne : 7, 14, 21, 35, 70, 105, oraz 140 MPa.

Rys. 2. Schemat urządzeń powierzchniowych odwiertu gazowego:

1 – głowica eksploatacyjna; 2 – oddzielacz; 3 – urządzenie do dodawania metanolu; 4 – zwężka produkcyjna-

ograniczająca; 5 – zwężka do syfonowania, 6 – odcinek pomiarowy; 7 – zasuwa spustu wody

złożowej [7, s. 130 ]

Przeznaczenie poszczególnych zasuw w głowicach eksploatacyjnych [5]

Rys. 3. Standardowo wyposażona głowica eksploatacyjna: a) odwiertu bezpakerowego, b) odwiertu pakerowego.

1 – zasuwa zabiegowa, 2 – zasuwa boczna, 3 – zasuwa robocza, 4 – zasuwa awaryjna, 5 – zasuwa awaryjna,

6 – zasuwa awaryjna, 7- zasuwa robocza [5, s. 123]

Zasuwa zabiegowa (1) służy do zamykania wypływu z głowicy eksploatacyjnej podczas

prac z użyciem różnego rodzaju śluz. Zasuwa ta pozwala na swobodne montowanie
i demontowanie śluzy bez konieczności całkowitego zamknięcia wypływu z rur
wydobywczych. Zasuwa zabiegowa w czasie, gdy nie jest używana, powinna być
zablokowana od góry kryzą zaślepiającą.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Zasuwa boczna (2) służy do zamykania przepływu pomiędzy głowicą eksploatacyjną

a kolektorem. Pozwala to na odcięcie wypływu z głowicy eksploatacyjnej bez konieczności
zamykania zasuwy roboczej (3). Zasuwa boczna umożliwia również odizolowanie głowicy
eksploatacyjnej od ciśnienia znajdującego się w kolektorze. Niezbędne jest to przy
montowaniu śluzy, która wymaga zamknięcia zasuwy roboczej(3) i odpuszczenia ciśnienia
spod zasuwy zabiegowej (1).

Zasuwa robocza (3) służy do zamknięcia wypływu z głowicy eksploatacyjnej podczas

dłuższej przerwy w eksploatacji płynów złożowych. Używana jest również do zamknięcia
wypływu w czasie wymiany wyposażenia znajdującego się ponad nią lub też podczas prac ze
śluzami, których konstrukcja wymaga odpuszczenia ciśnienia spod zasuwy zabiegowej (1).

Zasuwa awaryjna (4) służy tylko i wyłącznie do zamknięcia wypływu z głowicy

eksploatacyjnej podczas wymiany zasuwy roboczej (3).

Zasuwa awaryjna (5) służy do zamknięcia wypływu z dolnej części głowicy

eksploatacyjnej podczas wymiany zaworu manometru znajdującego się pomiędzy tą zasuwą,
a manometrem. Do wymiany manometru należy zamykać tylko i wyłącznie zawór
manometru.

Zasuwa awaryjna (6) służy tylko i wyłącznie do zamykania wypływu z dolnej części

głowicy eksploatacyjnej podczas wymiany zasuwy roboczej (7).

Zasuwa robocza (7) służy do odcinania przepływu pomiędzy dolną częścią głowicy

eksploatacyjnej, a kolektorem. Jest ona używana podczas cyrkulacji płynów pomiędzy
przestrzenią, a rurami wydobywczymi lub też w czasie eksploatacji przez przestrzeń.
W głowicy eksploatacyjnej odwiertu pakerowego w dolnej jej części może znajdować się
tylko jedna zasuwa awaryjna (5) i zamontowany za nią zawór iglicowy z manometrem do
pomiaru ciśnienia w przestrzeni międzyrurowej.

W głowicach eksploatacyjnych, w których górna ich część wykonana jest w postaci

jednolitego bloku (rys.4a,b) tzw. „solid block” rozmieszczenie poszczególnych zasuw jest
takie samo, jak w głowicach przedstawionych na rysunku powyżej. W związku z tym takie
samo jest również ich przeznaczenie.
W przypadku dużych przepływów płynu złożowego stosuje się głowice w kształcie litery Y,
które zmniejszają turbulencje oraz zjawisko erozji. Schemat takiej głowicy uzbrojonej
w zwężkę regulacyjną został przedstawiony na rys. 4a. Podczas eksploatacji płynu ze złoża
zawierającego siarkowodór stosowane są głowice blokowe typu „solid block” (rys. 4a i 4b)
celem ograniczenia połączeń kołnierzowych – potencjalnych miejsc ewentualnych
rozszczelnień.

Rys. 4. Głowice dla dużych przepływów płynu złożowego:

a),

głowica ze zwężką regulacyjną, b) solid-block 70MPa [24]

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Bez względu na zakres ciśnień i różnice konstrukcyjne głowice eksploatacyjne posiadają

podwójne zasuwy na przewodach odpływowych. Pierwsza zasuwa, licząc w kierunku
przepływu, jest zasuwą awaryjną, druga roboczą. W czasie eksploatacji, a także podczas
innych czynności wykonywanych na odwiercie ( np. pomiary ciśnienia w odwiercie) zasuwy
awaryjne powinny być całkowicie otwarte. Zamykana jest jedynie na okres demontażu
i wymiany zasuwy roboczej lub w przypadku awarii zasuwy roboczej. Sterowanie zasuwami
awaryjnymi może odbywać się wyłącznie po uprzednim zamknięciu zasuw roboczych
[9].W trakcie normalnej pracy odwiertu sterowanie odbywa się wyłącznie za pomocą zasuwy
roboczej. Schemat głowicy eksploatacyjnej typu kołnierzowego dla samoczynnej eksploatacji
ropy naftowej lub gazu ziemnego, wraz z oznaczeniem poszczególnych elementów
przedstawia rys. 3a i 3b. Głowica wyposażona jest w manometry, które wskazują ciśnienie
w rurach wydobywczych (manometr umieszczony na pionie głowicy) i ciśnienie
w przestrzeni międzyrurowej (manometr w dolnej części głowicy).

Sterowanie zasuwami na głowicy odwiertu może być ręczne lub za pomocą siłowników.
Zasuwa powinna umożliwiać:

−

równomierne, bez zahamowań, zamykanie i otwieranie.

−

zamknięcie jej przy obrocie kołem sterowym w prawo,

−

wymianę uszczelnień dławika trzpienia pod ciśnieniem.
Koła sterowe zasuw głowic eksploatacyjnych powinny posiadać wyraźne oznakowanie

kierunku „zamknięcie” i „otwarcie”.

Budowa zasuw, zasada ich działania, konserwacja, zalecenia eksploatacyjne

Zasuwy klinowe. Zamknięcie zasuw k1inowych rys. 5 następuje w wyniku wciśnięcia

klina (14) pomiędzy gniazda. Zasuwy te charakteryzują się tym, że zamknięcie przepływu
wymaga użycia bardzo dużych sił na kole sterowym. Przy ich obsłudze używane są
przedłużacze w celu zapewnienia większego momentu siły działającego na koło sterowe.
Dlatego im większego momentu siły użyje się do ich zamknięcia tym są szczelniejsze. Barierą
jednak w takim postępowaniu jest wytrzymałość gwintu w k1inie (14). Po otwarciu zasuwy
powierzchnie robocze korpusu i klina narażone są na działanie przepływających płynów.

Rys. 5. Zasuwa klinowa 21 : 35 MPa UPT, ZUN

1 – koło sterowe, 2 – wskaźnik położenia klina, 3 – kołnierz dociskowy, 4 – śruba oczkowa, 5 – tuleja
dociskowa, 6 – trzpień, 7 – uszczelnienie dławika (sznur grafitowy), 8 – pierścień ślizgowy, 9 – śruba M24, 10
– tuleja mocująca, 11 – pokrywa, 12 – pierścień uszczelniający, 13 – korpus zasuwy, 14 – klin [5, s. 7]

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Brak sprawności zasuwy może nastąpić w wyniku zużycia powierzchni uszczelniających

w korpusie lub na klinie przez ich wytarcie lub wgniecenie, uszkodzenie gwintu w klinie,
uszkodzenie uszczelnień lub współpracującej powierzchni trzpienia. Doszczelnianie dławika
następuje poprzez wciskanie tulei dociskowej(5) za pomocą kołnierza dociskowego(3) i śrub
(4). Zbyt duży ścisk sznura, którym jest wypełniony dławik, powoduje niepotrzebny przyrost
oporów przy obracaniu trzpienia oraz wcześniejsze zużycie uszczelnienia dławika.

Zasuwy suwakowe

Zamknięcie przepływu zasuw suwakowych (rys.6) następuje w wyniku wykorzystania

ciśnienia różnicowego działającego na suwak (11). Dlatego nie jest konieczne używanie dużej
siły na kole sterowym(1), gdyż może to spowodować uszkodzenie elementów zasuwy,
a w szczególności trzpienia (4) i łożysk(5). Każda zasuwa suwakowa powinna być zamykana
przez kręcenie kołem sterowym w prawo do wyczuwalnego oporu, po czym koło sterowe
należy cofnąć o 1/4 obrotu. Pozostawienie zasuwy po zamknięciu bez poluzowania jej
elementów o 1/4 obrotu nie pozwoli na swobodne ułożenie się suwaka względem gniazda.
Prowadzić to będzie do nieszczelności zasuwy oraz powstania naprężeń w gwincie trzpienia
i łożysk. Zasuw suwakowych nie można używać do dławienia przepływu. Mogą pracować
tylko w położeniu pełnego otwarcia lub zamknięcia. Kręcenie kołem sterowym podczas
zamykania lub otwierania zasuwy powinno być płynne i w miarę szybkie, aby skrócić czas
szlifującego działania przepływającego płynu.

Rys. 6. Zasuwa suwakowa 21 : 35 MPa WKM

1 – koło sterowe, 2 – śruba kontrująca, 3 – śruba mocująca, 4 – trzpień , 5 – łożysko, 6 – śruba, 7 – pokrywa,

8 – korpus, 9 – pierścień teflonowy, 10 – gniazdo, 11 – suwak, 12 – zawór iniekcyjny, 13 – uszczelka dławika,

14 – smarowniczka [5, s. 15]

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Zasuwa powinna być montowana zgodnie z kierunkiem przepływu zaznaczonym na

korpusie. Jest to związane z tym, że suwak składa się z dwóch części o różnej długości.
Podczas zamykania zasuwy dłuższa część suwaka opiera się na korpusie, co uniemożliwia
swobodne dopasowanie się do gniazda i do właściwego funkcjonowania zasuwy. W dławiku
(13) znajdują się uszczelki typu V, pomiędzy które wtłacza się specjalną masę
doszczelniającą. Zawór iniekcyjny (12) umożliwia doszczelnienie dławika nawet wtedy, gdy
zasuwa jest pod ciśnieniem. Po wykręceniu śruby blokującej z zaworu iniekcyjnego wkręca
się końcówkę z pompy smarowniczej, która umożliwia dotłoczenie masy plastycznej do
dławika. Wtłoczona masa plastyczna dociśnie uszczelki do korpusu, powodując
doszczelnienie dławika. Smarowniczka(14) umożliwia wtłaczanie smaru do komory łożysk.

Zalecenia do obsługi zasuw

Przy zamykaniu wszystkich zasuw w głowicach eksploatacyjnych należy pamiętać, że

przyłożenie zbyt dużego momentu siły na kole sterowym podczas tej operacji może
spowodować uszkodzenie trzpienia, nakrętki pociągowej lub łożysk. Po zamknięciu zasuwy
suwakowej należy cofnąć z powrotem koło sterowe o 1/4 obrotu, Jeżeli wystąpi jakikolwiek
wzrost oporów ruchu przy zamykaniu lub otwieraniu zasuwy ponad ich normalny poziom, to
świadczyć to będzie o zmianie warunków pracy zasuwy. Przyczyną może być na przykład
uszkodzenie łożysk, powstanie hydratu wewnątrz zasuwy, uszkodzenie gwintu trzpienia lub
nakrętki pociągowej albo też próba kręcenia kołem sterowym w sytuacji, gdy zasuwa jest już
zamknięta i jej suwak oparty jest o korpus. Niedopuszczalne jest dalsze kręcenie kołem
sterowym bez wcześniejszego wykrycia i usunięcia przyczyny przyrostu oporów ruchu. Dla
zasuw, które nie są używane przez długi okres czasu, zalecane jest ich okresowe zamykanie
lub otwieranie w celu przesmarowania elementów wewnętrznych, usunięcia osadów
powstających na gwincie trzpieni i na suwakach, sprawdzenia stanu szczelności dławików.
Zabiegi takie należy wykonywać kilka razy w ciągu roku najlepiej bez ciśnienia działającego
na suwak zasuwy. Przy oczyszczaniu odwiertów, kiedy przepływające płyny są bardzo
zanieczyszczone, należy pamiętać o tym, aby wszystkie zasuwy w głowicach
eksploatacyjnych były w stanie całkowitego otwarcia. Wszelkie operacje zamknięcia
wypływu z głowicy eksploatacyjnej dopóki nie zostanie oczyszczony odwiert powinny być
dokonywane za pomocą specjalnej zasuwy przykręconej do zasuwy bocznej. Pozwoli to na
uniknięcie zanieczyszczenia wnętrza zasuw w głowicach eksploatacyjnych.

Obsługa głowic eksploatacyjnych polega na kontroli:

−

stanu technicznego korpusu głowicy (czystość, wycieki),

−

stanu technicznego i szczelności połączeń kołnierzowych (kompletność śrub, szczelność),

−

stanu technicznego zabudowanych na głowicy zasuw (szczelność uszczelki trzpienia,
wycieki na zaworach smarowych, położenie suwaka zasuwy awaryjnej – która ma być
otwarta, sprawność ruchowa zasuw),

−

stanu technicznego urządzeń pomiarowych zabudowanych na orurowaniu głowicy,

−

wartości ciśnienia głowicowego oraz wartości ciśnienia w przestrzeni pomiędzy rurami
wydobywczymi a okładzinowymi,

−

smarowanie, doszczelnianie dławika zasuw zgodnie z dokumentacją techniczną.

Zagospodarowanie strefy wokół odwiertu uzależnione jest od wielu czynników tj.:

wydatku płynu złożowego, ciśnienia płynu złożowego, spodziewanego czasu eksploatacji,
wielkości zasobów, sposobu zagospodarowania złoża.
Na rysunku 7 przedstawiono typowe uzbrojenie odwiertu gazowego.
Gaz z odwiertu pod pełnym ciśnieniem głowicowym odprowadzony jest poprzez orurowanie
głowicy i gazociąg do centralnego ośrodka zbioru gazu gdzie poddany zostanie obróbce
technologicznej. W celu zapobiegania wytrącaniu się korków hydratowych stosuje się
dozowanie inhibitora. Najczęściej stosowanym inhibitorem hydratów jest metanol.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Rys. 7. Przykładowe uzbrojenie zagospodarowanego odwiertu gazowego [19]

Powszechność jego stosowania wynika z jego zalet: niska temperatura zamarzania, niewielka
lepkość przy niskich temperaturach, niski koszt, duża skuteczność. Znacznie rzadziej
stosowane są jako inhibitory glikole (TEG i DEG) i chlorek wapnia.

Najważniejszym warunkiem tworzenia się hydratów gazowych jest obecność wolnej

wody. Gazy węglowodorowe w pewnych warunkach ciśnienia i temperatury tworzą z wolną
wodą hydrat który jest podobny do kryształków lodu. W ten sposób podobnie jak przy
wytrącaniu się parafiny z ropy naftowej, powstają problemy eksploatacyjne wynikające
z możliwości całkowitego zatkania rur przez które przepływa płyn złożowy.
Im wyższe ciśnienie i niższa temperatura płynącego gazu, tym większe jest zagrożenie
powstawania hydratów.

Rys. 8. Typy struktur hydratów gazowych [7, s. 87]

Jak zostało wspomniane wcześniej, hydraty gazowe mogą powstawać jedynie w pewnych

określonych warunkach ciśnienia i temperatury. Każdy gaz charakteryzuje pewna krzywa
graniczna według której tworzą się hydraty. Rys. 9 przedstawia przykładowy wykres
określający obszar tworzenia się hydratów dla gazu zaazotowanego.

Cząsteczka gazu

Cząsteczka
wody
wody

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Przeciwdziałać powstawaniu hydratów można poprzez:

a) odpowiednie wytworzenie warunków ciśnienia – temperatury, tak aby pozostać

w obszarze bezhydratowym,

b) niszczenie powstałych korków i zapobieganie ich tworzeniu się poprzez ogrzewanie

głowicy odwiertu (w przypadku gdy hydrat powstał na głowicy) lub gazociągu, do
temperatury wyższej od temperatury powstawania hydratów,

c) zapobieganie tworzenia się hydratów przez osuszenie gazu,
d) przez zastosowanie odpowiednich inhibitorów.

Rys. 9. Wykres tworzenia hydratów dla gazu zaazotowanego [19]

Usuwanie hydratów metodą obniżenia ciśnienia przeprowadza się obniżając ciśnienie

gazu w gazociągach na odcinku powstawania hydratów. Odbywa się to przez wypuszczenie
gazu do atmosfery.

Podgrzewanie gazu jest zabiegiem kłopotliwym i ekonomicznie nieuzasadnionym,

odbywa się to poprzez zamontowanie nagrzewnic na trasie gazociągu.

Wprowadzenie do gazu inhibitorów w celu usunięcia korków hydratowych lub

zapobieganiu ich powstawaniu jest zabiegiem stosunkowo prostym i skutecznym.

Sposobem zapobiegania powstawaniu hydratów jest osuszanie gazu poprzez obniżenie

wilgotności gazu do około 60-70%, co odpowiada obniżeniu punktu rosy gazu o 5-7 °C.
Jeżeli więc poprzez osuszanie gazu usunie się wodę, nie powstanie zagrożenie związane
tworzeniem się hydratów.

Dozowanie inhibitora odbywa się metodą grawitacyjną (rys.10 i 11) lub wtryskową

poprzez głowicę eksploatacyjną (rys. 7). Wykonywane jest to poprzez dawkownik metanolu
(metoda grawitacyjna) lub przez zastosowanie pomp dozujących (systemu hydroforowego)
i metanolociągu do odwiertu.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Na odcinku gazociągu przyodwiertowego zamontowany jest dawkownik metanolu

(rys. 10) wyposażony w układ precyzyjnego dawkowania, którego pojemność wynosi

20 litrów.

Rys. 10. Grawitacyjne urządzenie do dawkowania metanolu:1 – zbiornik ciśnieniowy; 2 – przewód

wyrównawczy; 3 – przewód metanolu; 4 – zawór regulacyjny;
5 – wziernik; 6 – gazociąg; 7 – króciec; 8, 9, 10 – zawory [19]

Obsługa dawkownika metanolu – czynności które należy wykonać przy napełnianiu
zbiornika metanolem (rys. 10)
1. Zamknąć zaworki (8 i 9) w celu odcięcia dopływu gazu do zbiornika.
2. Zaworkiem (10) odpuścić ciśnienie ze zbiornika, obserwując spadek ciśnienia ze

zbiornika.

3. Po „zejściu” ciśnienia odkręcić bloczek króćca wlewowego (7) i napełnić zbiornik

metanolem.

4. Po napełnieniu zbiornika zakręcić bloczek wlewowy (7) oraz zaworek (10).
5. Wprowadzić gaz do zbiornika otwierając zaworek (8) a następnie otworzyć zaworek (9).
6. Zaworkiem (4) wyregulować ilość dawkowanego metanolu obserwując zakrapianie przez

wziernik (5).
Potrzeba kilkakrotnego napełniania w ciągu doby urządzeń na odwiertach o dużej

wydajności spowodowała opracowanie konstrukcji urządzeń do dawkowania metanolu
o większej pojemności – do 200 litrów, (rys. 11).

Rys. 11. Urządzenie do dawkowania metanolu o zwiększonej pojemności.

1 – zbiorniki ciśnieniowe; 2 – skrzynka zaworów; 3 – zawór zwrotny; 4 – zawór regulacyjny; 5 – wziernik;

6 – gazociąg, 7, 8, 9, 10, 11, - zawory odcinające, 12 – zawór odcinający metanolociąg [19]

Obsługa dawkownika metanolu – czynności które należy wykonać przy napełnianiu
zbiornika metanolem (rys, nr 11)
1. Zamknąć zaworki (7,8,9,12) w celu odcięcia odpływu gazu do zbiornika metanolu.
2. Zaworkiem (11) odpuścić gaz ze zbiornika metanolu obserwując spadek ciśnienia na

manometrze.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

3. Przy ciśnieniu 0 atm odkręcić zaworek (10) i króćcem przy tym zaworku napełnić

zbiornik metanolem lub (12) w celu napełniania z metanolociągu.

4. Po napełnieniu zbiornika metanolem zakręcić zaworek (11).
5. Otworzyć dopływ gazu do zbiornika otwierając zaworek (7).
6. Otworzyć zaworek (9) i obserwując wziernik (5) zaworkiem (4) wyregulować ilość

dawkowanego metanolu.
W przypadku konieczności płukania gazociągu (pojawienie się hydratów), metanol

dawkujemy obiegiem otwierając zaworek (8).
Przepisy BHP przy obsłudze dawkownika metanolu.
1. Króciec wlewowy odkręcać po upewnieniu się, że ciśnienie w zbiorniku spadło do zera.
2. Nie napełniać zbiornika w przypadku nieszczelnego odcięcia dopływu gazu.
3. Przy napełnianiu zbiornika metanolem używać okularów ochronnych oraz rękawic.
4. Ściśle przestrzegać instrukcji obchodzenia się z metanolem.

Do gazociągu przyodwiertowego metanol doprowadzony może być metanolociągiem pod

pełnym ciśnieniem, dozowany dodatkowo w dwóch punktach. Bezpośrednio do gazociągu lub
do rurek wydobywczych poprzez króciec zamontowany na głowicy odwiertu (rys. 7).
Dla zabezpieczenia ewentualnego niepożądanego wypływu metanolu z dawkownika,
rurociągi metanolu zostały zaopatrzone w zawory zwrotne.
Przy zagospodarowaniu grupy odwiertów często stosuje się zbiorczy węzeł redukcyjny
rozdzielczy. Układ taki został przedstawiony na rys. 12. Gaz z poszczególnych odwiertów
doprowadzany jest do OC pod wysokim ciśnieniem, a następnie kierowany jest do zbiorczego
węzła redukcyjnego. Po podgrzaniu strumienia gazu na wymiennikach ciepła następuje
obniżenie ciśnienia gazu na zwężce redukcyjnej. Następnie poprzez układ zaworów gaz
z wybranego odwiertu kierowany jest na ciąg pomiarowy, gdzie następuje pomiar ilości wody
złożowej do określenia WW (wykładnika wodnego) na separatorze testowym oraz pomiar
strumienia gazu w punkcie pomiarowym. Strumienie gazu z pozostałych odwiertów
kierowane są do separatora zbiorczego. Przełączanie na pomiar strumieni gazu
z poszczególnych odwiertów odbywa się automatycznie przez odpowiednio zaprogramowany
sterownik. Rozwiązanie takie eliminuje zabudowę separatora oraz układu pomiarowego dla
każdego odwiertu indywidualnie ograniczając znacznie koszty budowy kopalni.

Rys. 12. Zagospodarowaniu grupy odwiertów [19]

Przy dużych złożach gazu ziemnego zagospodarowanie stref wokół odwiertów jest

bardziej rozbudowane (rys. 13).
Gaz wypływa z odwiertu (rys. 13) pod pełnym ciśnieniem głowicowym (1) i kierowany jest
na wysokociśnieniowy separator I

(2). W separatorze I

na skutek obniżenia prędkości

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

i zmiany kierunku przepływu gazu następuje wytrącanie płynów złożowych i zanieczyszczeń
stałych wynoszonych z odwiertu podczas eksploatacji.

Rys. 13. Przykładowe uzbrojenie odwiertu gazowego zagospodarowanego:

1 – głowica odwiertu, 2 – separator I

, 3 – separator II

, 4 – wymiennik ciepła, 5 – zawory,

6 – układ spustowy, 7 – poziomowskaz, 8 – automatyczny zawór regulacyjny, 9 – kolektor wody złożowej,

10 – kolektor glikolu uwodnionego, 11 – punkt pomiarowy,12 – kolektor gazu [20]

Oddzielone na oddzielaczu I

płyny złożowe są odpuszczane okresowo poprzez układ

spustowy (6) do kolektora wody złożowej. Płyny te są automatycznie odpuszczane przy 80%
wskazań poziomowskazu, natomiast automatyczne odcięcie spustu następuje, gdy poziom
cieczy w separatorze spadnie do wartości 20% wskazania poziomowskazu.
Gaz po separacji na oddzielaczu wysokociśnieniowym kierowany jest poprzez wymiennik
ciepła na redukcję gazu, a następnie na separator II

(3).

Układ składający się z wymiennika gaz-gaz (4) i automatycznego zaworu redukcyjnego (8)
zaprojektowany jest tak, aby otrzymać wymagane ciśnienie kolektorowe (ok. 7 MPa) przy
możliwie najniższej temperaturze (4–6

C), zapewniającej proporcjonalne do niej wytrącanie

wilgoci z gazu na oddzielaczu II

. Oddzielacz ten wyłapuje również glikol dozowany do

instalacji w celu zabezpieczenia przed tworzeniem się hydratów.
Automatyczny zawór redukcyjny (8) oprócz redukcji gazu pełni również funkcję zaworu
regulacyjnego utrzymując wydobycie na zadanej wielkości.
Na oddzielaczu II

zastosowany jest układ spustowy jak na oddzielaczu I

, umożliwiający

spust płynów na kolektor glikolu uwodnionego (10). Płyny te są odpuszczane tak jak na
separatorze I

w granicach od 80% do 20% wskazań poziomowskazu.

Po przejściu przez separator II

gaz ponownie wpływa na wymiennik gaz-gaz (4), gdzie

schładza strumień gazu kierowany na zawór redukcyjny (8). Z wymiennika gaz wpływa na
pomiar (11), a następnie do kolektora zbiorczego (12), którym jest transportowany na OC,
gdzie podlega procesom dalszego oczyszczania i uzdatniania.
Dozowanie metanolu stosuje w przypadkach awaryjnych, gdy dozowany glikol okaże się
niewystarczający do przeciwdziałania tworzeniu się hydratów.
Wyposażenie strefy przyodwiertowej zaprojektowane jest tak, aby obsługa stałej załogi,
sprowadzała się do nadzoru oraz okresowej konserwacji lub zadziałania w stanach
awaryjnych.
Do przesyłu informacji o stanie i pracy urządzeń wykorzystane są łącza transmisyjne łączące
poszczególne odwierty z OC. Nadzór i sterowanie pracą urządzeń odbywa się z OC.

Zagospodarowanie napowierzchniowe odwiertów ropnych podobnie jak w przypadku

gazowych uzależnione jest od wielu czynników: sposobu zagospodarowania złoża, zasobów,

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

wydajności, ciśnienia i ilości odwiertów, rodzaju płynu wydobywanego. Racjonalne
wydobywanie ropy naftowej i gazu ziemnego ze złoża polega na ustaleniu optymalnej
wielkości produkcji dla każdego odwiertu. Wartość ta powinna uwzględniać charakter złoża,
wymagania

techniczne

oraz

ekonomiczne.

Praktycznym

wskaźnikiem

energii

eksploatowanego złoża jest ciśnienie złożowe, a miernikiem sprawności obranej metody
eksploatacji jest wykładnik gazowy.

Z chwilą nawiercenia złoża bada się warunki eksploatacji i ustala metodę wydobycia

płynów dla każdego z odwiertów w taki sposób, aby maksymalnie wykorzystać zasoby
i energię złożową. Tak ustalona wielkość wydobycia z odwiertu przeważnie jest mniejsza od
jego maksymalnej zdolności produkcyjnej, niemniej jednak ekonomiczna gospodarka złożem
(ciśnieniem złożowym) prowadzi do uzyskania większych współczynników sczerpania.

Regulacje samoczynnego wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego przeprowadza się

przy użyciu zwężek redukcyjnych. Zwężki dzielą się na stałe lub regulacyjne (z napędem
ręcznym lub mechanicznym). Średnice zwężek stałych mogą zawierać się w zakresie od 3 do
15 mm.
Stosowane są w celu uzyskania optymalnego wydobycia płynu złożowego z odwiertu.
Na rys. 14 przedstawiono przykład zwężki stałej oraz regulacyjnej rys. 15. Montowane są one
najczęściej pomiędzy głowicą, a separatorem wstępnym. W nowych kopalniach przy
zbiorczym systemie zagospodarowania złoża stosowane są zwężki regulacyjne z napędem
pneumatycznym lub hydraulicznym sterowane poprzez centralny system komputerowy.
W niektórych przypadkach stosowane są zwężki wgłębne, które zapinane są na spodzie
odwiertu (w dolnej części kolumny rur wydobywczych). Zaletami takiego rozwiązania jest
lepsze wykorzystanie energii złoża, obniżenie ciśnienia głowicowego oraz uniknięcie
tworzenia się hydratów w rurach wydobywczych.

Rys. 14. a) zwężka napowierzchniowa stała, b) zwężka napowierzchniowa stała z wymiennym korkiem

dławiącym: 1 – nakrętka dociskająca korek, 2 – obsada zwężki, 3 – zwężka zbieżna [20]

W praktyce optymalną średnicę zwężki dławiącej ustala się na podstawie pomiarów

parametrów hydrodynamicznych metodą próbnego odbioru płynu. Pomiar polega na
kilkakrotnej zmianie warunków eksploatacji, poprzez zmianę średnicy zwężki dławiącej. Dla
zwężek o różnych średnicach wykonuje się pomiar wielkości wydobycia ropy naftowej
z równoczesnym pomiarem ilości wydobywanego gazu oraz pomiarem czasu i ciśnienia. Na
podstawie tych danych określa się wartość wykładnika gazowego dla poszczególnych zwężek
dławiących (WG-stosunek objętości gazu wypływającego z ropą do masy wydobytej ropy
wyrażany jednostką [m

/tonę]). Im WG jest większy, tym wcześniej nastąpi odgazowanie

złoża, a więc zanik eksploatacji samoczynnej.
Minimalny wykładnik gazowy, równy ilości gazu rozpuszczonego w ropie w warunkach
złożowych świadczy o racjonalnym wykorzystaniu energii złożowej.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Rys. 15. Zwężka napowierzchniowa nastawialna:

1 – obsada zwężki, 2 – rurka, 3 – odcinek zbieżny, 4 – siedzenie odcinka,

5 – wskazówka pokazująca wielkość zwężenia, 6 – podziałka [20]

Na rys. 16 przedstawiono schemat podstawowego sposobu uzbrojenia pojedynczego

odwiertu ropnego.

Rys. 16. Uzbrojenie pojedynczego odwiertu ropnego:

1 – głowica, 2 – zwężka, 3 – separator, 4 – świeczka do spalania gazu, 5 – zbiorniki magazynowe [20]

Ropa naftowa z gazem (rys. 16) kierowana jest z głowicy (1) na zwężkę stałą (2) na której
następuje redukcja ciśnienia. Po redukcji strumień kierowany jest na separator (3) gdzie
następuje rozdział na dwie/trzy fazy: gaz i ropę/gaz, ropę i wodę (zasada działania rys.41).
Strumień gazu spalany jest na świeczce (4) lub wykorzystywany lokalnie, natomiast ropa
kierowana jest do zbiorników magazynowych (5).

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Przy dużych złożach gdzie eksploatacja odbywa się wieloma odwiertami, napowierzchniowe
strefy przyodwiertowe są bardziej rozbudowane. Przykład takiej strefy przedstawiono na
rys. 17. W strefie przyodwiertowej płyn złożowy z głowicy eksploatacyjnej kierowany jest na
podgrzewacz (2), gdzie następuje ogrzanie strumienia. Przy głowicy montowany jest
automatyczny zawór bezpieczeństwa (3), który zabezpiecza przed niekontrolowanym
wypływem płynu złożowego ( np. pęknięcie rurociągu).

Rys. 17. Zagospodarowanie strefy przyodwiertowej. 1 – głowica, 2 – podgrzewacz, 3 – zawór bezpieczeństwa,

4 – wężownica, 5 – zawór bezpieczeństwa, 6 – wtrysk chemikaliów [20]

Podgrzewacz (2) wyposażony jest w dwie wężownice (4). Pierwsza z nich ogrzewa płyn

złożowy przychodzący pod pełnym ciśnieniem głowicowym (ok. 200–400 bar zależnie od
odwiertu), który następnie redukowany jest przez zwężkę do ok. 70–80 bar. Dalej płyn
złożowy kierowany jest do drugiej wężownicy, gdzie podgrzewany jest do temp. ok. 60

i rurociągiem przesyłany na (OC). Druga wężownica podgrzewacza wyposażona jest w zawór
bezpieczeństwa (5), który zabezpiecza ją przed nadmiernym wzrostem ciśnienia.

Zespół urządzeń do wtrysku chemikaliów (6) składa się z pomp wtryskowych, zbiorników

magazynowych oraz niezbędnego orurowania (nie pokazanych na rysunku). Wtryskiwane
chemikalia to metanol, inhibitor korozji i płyn antyparafinowy.

Każdy rurociąg przesyłowy płynu złożowego wyposażony został w zawór do „nadawania”

tłoka, by umożliwić tłokowanie rurociągu celem usuwania odłożonych „korków” cząstek
stałych lub parafinowych. W niektórych przypadkach na strefach ropnych montuje się zestaw
do wygrzewania rur wydobywczych w odwiercie. W tym celu montuje się pompę
cyrkulacyjną oraz dodatkową wężownicę grzewczą w podgrzewaczu.

Strefy o takiej zabudowie projektuje się bez stałej obsługi załogi. Sterowanie urządzeniami na

strefie przyodwiertowej odbywa się z centralnego ośrodka grupowego.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4.1.2. Pytania sprawdzające

Odpowiadając na pytania, sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.

1. Na czym polega działanie zasuwy suwakowej?
2. Na jakiej zasadzie działa zasuwa klinowa?
3. Jakie uszkodzenia zasuw suwakowych występują najczęściej?
4. Jakie uszkodzenia zasuw klinowych występują najczęściej?
5. Jakie urządzenia wchodzą w skład wyposażenia napowierzchniowego odwiertu

samoczynnego ropy?

6. Jakie czynności należy wykonać przy napełnianiu zbiornika metanolem?
7. Jaką funkcje spełniają zasuwy montowane na głowicy eksploatacyjnej?
8. Na jakie nominalne wartości ciśnień wykonywane są głowice eksploatacyjne?
9. W jaki sposób można regulować wydobycie z odwiertu samoczynnego?
10. Jakie średnice mogą mieć zwężki dławiące?
11. Co to jest hydrat?
12. Jakie czynniki muszą wystąpić aby powstał hydrat?
13. Jakie metody stosuje się w celu zapobiegania powstawaniu hydratów?
14. Jakie inhibitory stosuje się do zapobiegania powstawania hydratów?
15. Do jakich wartości wilgotności należy osuszyć gaz, aby wyeliminować możliwość

powstawania hydratów?

4.1.3. Ćwiczenia

Ćwiczenie 1

Naszkicuj, a następnie omów poszczególne elementy głowicy eksploatacyjnej i zaznacz

kierunki otwierania i zamykania poszczególnych zasuw.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1) przeanalizować treść zadania,
2) przygotować przybory rysunkowe i arkusze papieru,
3) naszkicować na kartce papieru schemat głowicy eksploatacyjnej,
4) sporządzić dla rysunku opis głowicy i zaznaczyć kierunki otwierania i zamykania zasuw,
5) dokonać prezentacji wyników pracy.

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

przybory rysunkowe, ołówek, kredki, gumka,

−

kartki papieru kserograficznego lub papieru milimetrowego,

−

literatura z zakresu budowy głowicy eksploatacyjnej.

Ćwiczenie 2

Naszkicuj schemat uzbrojenia napowierzchniowego odwiertu gazowego.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1) przeanalizować treść zadania,
2) przygotować przybory rysunkowe i arkusze papieru,
3) wykonać na kartce papieru uproszczony schemat uzbrojenia napowierzchniowego

odwiertu gazowego,

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4) sporządzić opis rysunku (legendę),
5) dokonać prezentacji wyników pracy.

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

przybory rysunkowe, ołówek, gumka,

−

kartka papieru kserograficznego,

−

literatura z zakresu uzbrojenia napowierzchniowego odwiertu.

4.1.4. Sprawdzian postępów

Czy potrafisz:

Tak

Nie

1) scharakteryzować zasadę działania zasuwy suwakowej?



2) scharakteryzować zasadę działania zasuwy klinowej?



3) wymienić najczęściej występujące uszkodzenia zasuw suwakowych?



4) wymienić najczęściej występujące uszkodzenia zasuw klinowych?



5) wymienić urządzenia wyposażenia napowierzchniowego odwiertu?



6) wymienić jakie czynności należy wykonać przy napełnianiu zbiornika

metanolem ?



7) określić

przeznaczenie

poszczególnych

zasuw

głowicy

eksploatacyjnej?



8) podać wartości ciśnień nominalnych dla głowic eksploatacyjnych?



9) przedstawić w jaki sposób można regulować wydobycie z odwiertu

samoczynnego?



10) wyjaśnić co to jest hydrat?



11) wymienić jakie czynniki muszą wystąpić, aby powstał hydrat?



12) wymienić jakie metody stosuje się w celu zapobiegania powstawania

hydratów?



13) wymienić jakie inhibitory stosuje się do zapobiegania powstawania

hydratów?



14) określić jaką ilość wilgoci należy usunąć z gazu podczas osuszania,

aby wyeliminować możliwość powstawania hydratów?



„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4.2. Urządzenia napowierzchniowe ośrodka zbioru gazu

4.2.1. Materiał nauczania

Gaz z odwiertu przesłany jest do ośrodka centralnego (OC) zbioru gazu gdzie kierowany

jest do węzła redukcyjno pomiarowego i trafia do separatora wstępnego (1) rys. 18. Następuje
w nim oddzielenie metanolu oraz cząstek stałych, a następnie gaz trafia na zwężkę redukcyjną
(2). Po zredukowaniu ciśnienia strumień kierowany jest do układu pomiarowego (3). Pomiar
przepływu gazu ziemnego w większości przypadków dokonywany jest przy użyciu
gazomierza zwężkowego (4). W oparciu o wskazania takich urządzeń jak: manometry,
termometry, przetworniki różnicy ciśnień, obliczany jest pomiar strumienia gazu.

Rys. 18. Schemat węzła redukcyjno-pomiarowego [19]

Odcinki redukcyjno pomiarowe

Odcinek pomiarowy (3) (rys. 18 i 19) jest to prosty odcinek rurociągu zgodny

z wymaganiami normy [13], w którym wbudowana jest zwężka (kryza) pomiarowa (rys. 24)
wraz z króćcami do pomiaru ciśnienia różnicowego i ciśnienia statycznego oraz pochwa
termometryczna do zamontowania czujnika temperatury.
Kryzę należy montować w położeniu prostopadłym do osi rurociągu dopływowego
i odpływowego za pomocą pierścieni mocujących. Średnica wewnętrzna odcinka
pomiarowego musi spełniać wymagania dla odpowiedniego rodzaju zwężki pomiarowej.
Powierzchnia wewnętrzna musi być czysta, wolna od wżerów i osadów.
W skład zestawu montażowego zwężkowego gazomierza kryzowego przedstawionego na
(rys. 19) wchodzi:

−

prosty odcinek rurociągu po stronie dopływowej (przed kryzą),

−

zespół obudowy kryzy,

−

kryza (rysunek 20),

−

prosty odcinek rurociągu po stronie odpływowej (za kryzą).
Część prostego odcinka rurociągu po stronie dopływowej przyległa bezpośrednio do

kryzy stanowi odcinek pomiarowy.

Długość odcinka pomiarowego mierzona od płaszczyzny czołowej kryzy do jego wlotu

powinna wynosić co najmniej 10 średnic wewnętrznych D rurociągu. [13]

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Rys. 19. Zestaw montażowy gazomierza zwężkowego kryzowego (odcinek pomiarowy).

1 – prosty odcinek rurociągu po stronie dopływowej (przed kryzą) o długości L

, 2 – prosty odcinek rurociągu po

stronie odpływowej (za kryzą), k – kryza, ok. – obudowa kryzy, t i t

– gniazda termometrów, D – średnica

wewnętrzna rurociągu, D

– średnica wewnętrzna obudowy [13, s. 21]

Kryza jest to cienkościenna tarcza stalowa o kształcie kołowym z odpowiednio

wykonanym otworem jak na rysunku 20.

Rys. 20. Kryza znormalizowana [13, s. 12]

Obudowy kryz

Ze względu na sposób wykonania otworów impulsowych do pomiaru ciśnień, rozróżnia

się dwa rodzaje obudów zwężek:

−

ze szczelinowym pomiarem ciśnienia różnicowego (rysunek 21),

−

z punktowym pomiarem ciśnienia różnicowego(rysunek 24).

Na rysunkach 21 i 22 przedstawione zostały obudowy kryzy ze szczelinowym pomiarem
ciśnienia różnicowego.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Rys. 21. Obudowa ze szczelinowym odbiorem ciśnienia różnicowego.

Pm – pierścienie mocujące, K – kryza, c – szerokość pierścienia po stronie dopływowej, c

’

– szerokość

pierścienia po stronie odpływowej, D

’

– średnica utwierdzenia kryzy, D

– średnica wewnętrzna pierścienia,

– średnica zewnętrzna obudowy, a – szerokość szczeliny pierścieniowej,

∅

j – średnica otworów

impulsowych, g, h – komora szczelinowa – wymiary„+” – pierścień obudowy „plusowy”, „-” – pierścień

obudowy „minusowy” [13, s.16]

Rys. 22. Obudowa kryzy:

1 – obudowa kryzy plusowa, 2 – obudowa kryzy minusowa [19]

Zespół obudowy kryzy według [14] powinien się składać z tzw. obudowy „plusowej” po
stronie dopływowej i tzw. obudowy „minusowej” po stronie odpływowej. Obudowy
wyposażone są w króćce (zawory) impulsowe pomiaru ciśnienia różnicowego oraz spustowe.
Kąt rozstawienia króćców, średnica zewnętrzna, średnica wewnętrzna, długość obudowy
kryzy i średnica wewnętrzna uszczelek do obudów kryz z powierzchniami uszczelniającymi
płaskimi lub z wypustami, powinna być zgodna z PN [14].
W obudowach kryz z przytarczowym odbiorem ciśnienia znajdują się otwory impulsowe
dla szczelinowego (rys. 21) lub punktowego (rys. 23) odbioru ciśnienia różnicowego.
Obudowa wykonana jest z jednego lub dwóch osobnych pierścieni i stanowi całość
z elementem dławiącym bądź stanowi część rurociągu albo kołnierzy.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Rys. 23. Obudowa z punktowym odbiorem ciśnienia różnicowego.

K – kryza, D – średnica wewnętrzna rurociągu, D

– średnica wewnętrzna obudowy, d – średnica otworu kryzy,

∅

j – średnica otworu impulsowego [13, s. 17]

Obudowa kryzy z kołnierzowym odbiorem ciśnienia różnicowego
Obudowę z kołnierzowym odbiorem ciśnienia pokazano na rysunku 24.

Rys. 24. Obudowa kryzy z kołnierzowym odbiorem ciśnienia różnicowego: typ A – kryza umieszczona

bezpośrednio między kołnierzami, typ B – kryza umieszczona w obudowie między kołnierzami,

, I

– odległość osi otworów impulsowych od kryzy,

∅

j – średnica otworu impulsowego [13, s.18]

Obudowa kryzy z kołnierzowym odbiorem ciśnienia różnicowego i mechanizmem
wymiany kryzy

Obudowy kryzy z mechanizmem jej wymiany są stosowane w przypadkach, gdy nie ma

możliwości rozsuwania odcinków pomiarowych w trakcie procesu wyjmowania lub
zakładania kryz. Obudowa z mechanizmem wymiany kryzy może być wykonana jako
jednokomorowa (rys. 25) lub dwukomorowa (rys. 26). Obudowa jednokomorowa umożliwia
wymianę kryzy bez konieczności demontażu odcinków pomiarowych. Obudowy
dwukomorowe pozwalają na wymianę kryzy bez konieczności demontażu odcinków
pomiarowych i odgazowania odcinków pomiarowych.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Rys. 25. Obudowa kryzy jednokomorowa [13, s. 19]

Rys. 26. Obudowy kryz dwukomorowe z mechanizmem wymiany kryzy [13, s. 19]

Obudowy dwukomorowe są stosowane w przypadku większych średnic odcinków
pomiarowych lub w stacjach pomiarowych nie posiadających ciągów rezerwowych.
Wymiana zwężki może odbywać się tylko na polecenie i pod nadzorem osób dozoru ruchu,
po upewnieniu się, że ciśnienie przed i za zwężką zostało odpuszczone do zera. Przy
wykonywaniu prac związanych z wymianą zwężek, manometrów, odkręcaniu kołnierzy,
włazów, itp. należy zachować szczególną ostrożność i nie przebywać w zasięgu ewentualnego
wypływu cieczy lub gazu. Przed przystąpieniem do prac związanych z odkręcaniem śrub
kołnierzy należy sprawdzić drożność instalacji (możliwość powstania hydratu co może
spowodować niekontrolowany wypływ podczas wymiany).

Do czynności obsługowych na odcinkach pomiarowych należy:

1. wymiana zwężek pomiarowych (należy zwrócić uwagę na właściwy kierunek montażu

kryz pomiarowych),

2. kontrola prawidłowości wskazań przyrządów pomiarowych,
3. sprawdzanie szczelności połączeń odcinka pomiarowego,
4. sprawdzanie drożności kryz pomiarowych (przedmuchiwanie kryz gazem za pomocą

króćców wyczystkowych).

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Określenie ilości wydobywanego gazu (przeliczenie na warunki normalne)
Do podstawowych mierzonych i badanych wielkości przepływającego gazu zalicza się:

−

ciśnienie gazu,

−

skład gazu,

−

temperaturę,

−

gęstość,

−

ściśliwość,

−

lepkość.

Zasada pomiaru ilość gazu oparta jest na zastosowaniu zwężki pomiarowej (rys. 27),
wmontowanej w rurociąg wypełniony przepływającym płynem. Na zwężce powstaje różnica
ciśnień statycznych między stroną dopływową a stroną odpływową. Wydatek przepływu
wyznacza się na podstawie zmierzonej wartości różnicy ciśnień, wykorzystując informacje
dotyczące płynu przepływającego przez zwężkę. Na rys. 28 przedstawiono rozkład ciśnienia
przy przepływie płynu przez zwężkę pomiarową.

Rys. 27. Rozkład ciśnienia zwężce pomiarowej [13, s. 7]

Dla praktycznych obliczeń wydatku objętościowego gazu odniesionego do warunków
normalnych stosuje się równanie:

003998

∆

⋅

−

gdzie:
q

- wydatek objętościowy gazu odniesiony do warunków normalnych[m

/h],

C - współczynnik przepływu,
β - przewężenie β=d/D,
d - średnica zwężki w warunkach roboczych [mm],
D - średnica wewnętrzna rurociągu [mm],
Δp - ciśnienie różnicowe [Pa],
ρ

- gęstość gazu w warunkach roboczych przed zwężką [kg/m

- gęstość gazu w warunkach normalnych [kg/m

- liczba ekspansji przed zwężką.

Obecnie na większości kopalń stosowane są elektroniczne przetworniki

∆

p p, i t. Sygnał

elektryczny z tych przetworników przekazywany jest do przelicznika (rys. 30) którego
zadaniem jest gromadzenie danych z przetworników oraz przeliczanie strumienia gazu na
warunki normalne (ciśnienie: p = 101,325 kPa, temperatura: t = 273,15 K = 0°C ).

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Rys. 28. Zestaw przepływomierza zwężkowego:

1 – rura przewodowa, 2 – przetwornik ciśnienia, 3 – mikroprocesorowy układ pomiarowy,

4 – zwężki, 5 – przetwornik różnicy ciśnień, 6 – przetwornik temperatury [7, s. 83]

Przepływomierze zwężkowe (rys. 28) składają się ze:

−

zwężki pomiarowej,

−

przetwornika ciśnienia i różnicy ciśnień,

−

czujnika pomiaru temperatury sprzęgniętego z mikrokomputerowym urządzeniem do
pomiaru strumienia objętości gazu.

Rys. 29. Elektroniczny przetwornik [20]

Zdolność produkcyjną odwiertu, grupy odwiertów oraz całej kopalni, mierzy się za pomocą
odcinka pomiarowego. Pomiar wykonuje się za pomocą zwężki pomiarowej lub gazomierza
turbinowego pokazano (rys. 30 i 31).

Rys. 30. Gazomierz turbinowy z zainstalowanym przelicznikiem elektronicznym.

1 – obwód wejściowy ciśnienia, 2 – obwód wejściowy temperatury, 3 – przelicznik elektroniczny, 4 – wyjście

impulsu alarmu lub ostrzeżenia, 5 – złącze standardowe RS 232/24 V, 6 – gazomierz turbinowy, 7 – modem,

8 – komputerowy system gromadzenia i przetwarzania impulsów [7, s.86]

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Rys. 31. Schemat gazomierza turbinowego:

1 – zespół pomiarowy – w skład którego wchodzi: wirnik turbiny – 4,kierownica strugi – 3, 2. korpus
główny, 5 –

zespół przeniesienia napędu, 6 – zespół liczydła [20]

Przepływomierze ultradźwiękowe (rys 32) znajdują w ostatnich czasach coraz większe
zastosowanie zarówno do pomiarów objętości przepływających cieczy jak i gazów. Zasada
działania polega na wysyłaniu tysięcy krótkich wiązek impulsów ultradźwiękowych na
sekundę do przepływającego płynu o stałej częstotliwości. Fala zostaje odbita od cząsteczki
przepływającej w medium i powraca. Na podstawie różnicy częstotliwości między falą
wysłaną a falą odbitą wyznaczana jest prędkość osiowa gazu, która zależy od średnicy
rurociągu przesyłowego oraz liczby Reynoldsa. Wynik pomiaru pokazywany jest na
wyświetlaczu oraz zapisywany w pamięci w postaci wykresu.

Rys. 32. Gazomierz ultradźwiękowy: a) widok gazomierza, b) zasada działania [20]

Podczas pomiaru ciśnienia ważne jest względem jakiej wartości mierzymy ciśnienie.

Ciśnienie absolutne p

, nazywane ciśnieniem bezwzględnym, jest to ciśnienie obliczone

względem próżni absolutnej. Jako ciśnienie odniesienia często przyjmuje się ciśnienie
atmosferyczne, zwane barometrycznym. (rys. 33).

Rys. 33. Zasada określania rodzajów ciśnień

próżnia

nadciśnienie

podciśnienie

ciśnienie barometryczne

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Podciśnienie to ciśnienie mniejsze od ciśnienia barometrycznego. Nadciśnienie to

ciśnienie większe od ciśnienia barometrycznego.

Podczas prac obsługowych prowadzonych na kopalni ropy i gazu spotykamy się

z różnymi wielkościami ciśnień na różnych odcinkach instalacji. Dlatego ważne jest właściwe
odczytanie wartości wskazanych przez przyrządy pomiarowe oraz prawidłowe określenie
jednostki ciśnienia.

Podstawową jednostką ciśnienia jest paskal (Pa) jest to ciśnienie występujące na

powierzchni płaskiej 1 m

, na którą działa prostopadle siła 1N (Newtona) – 1 Pa = 1 N/m

praktyce

stosowane

są

wielokrotności

paskala.

Wzajemne

relacje

między

wielokrotnościami paskala są następujące:[1]

Tabela 1. Współczynniki przeliczeniowe jednostek ciśnienia [1, s. 7]]

Jednostka N/m

= Pa

kPa

bar

mbar

mm H

atm

N/m

= Pa

-3

-5

0,01

0,102

0,987

-5

1,02

-5

1 kPa

1000

0,01

102

0,987

-2

1,02

-2

1 bar

100

1000

1,02

0,987

1,02

1 mbar

100

0,1

-3

10,2

0,987

-3

1,02

-3

1 mm H

9.81

9,81

-3

9,81

-5

9,81

-2

0,97

-4

1 atm

1,01

101

1,01

1010

10332

1,033

1 at

9,81

98,1

0,981

981

10000

0,968

Manometr (ciśnieniomierz rys. 35) jest miernikiem służącym do pomiaru ciśnienia

cieczy i gazów. Ciśnieniem odniesienia jest ciśnienie atmosferyczne, natomiast miernik
pokazuje wartość o jaką ciśnienie mierzone jest wyższe lub niższe od danego ciśnienia
atmosferycznego.
Ciśnieniomierze (np. z rurką Bourdona) w zależności od przeznaczenia wykonywane są: do
pomiaru ciśnienia cieczy oraz do pomiaru ciśnienia gazu - obudowa posiada wtedy
zabezpieczenie przed rozerwaniem w przypadku utraty szczelności układu pomiarowego.
Zakres pomiarowy ciśnienia powinien obejmować 3/4 zakresu wskazań (przy ciśnieniu
stałym), oraz 2/3 zakresu wskazań (przy ciśnieniu zmiennym). Miejsce instalowania powinno
znajdować się w pomieszczeniach lub miejscach zabezpieczonych przed bezpośrednim
działaniem warunków atmosferycznych. Przy szczególnie trudnych warunkach pomiaru
ciśnienia należy stosować amortyzatory ciśnienia (dławiki) lub separatory odgraniczające
medium od elementu pomiarowego. Przystępując do zamontowania ciśnieniomierza należy
sprawdzić czy nie został on uszkodzony w transporcie, tj. nie ma zbitej szyby, zniekształconej
obudowy itp. Przed uruchomieniem należy się upewnić czy wybrany został odpowiedni
manometr odnośnie zakresu wskazania (wartość ciśnienia na podzielni np. bar, kPa; MPa
itp.). Aby zapewnić dokładność pomiaru i długotrwałe użytkowania urządzenia należy
przestrzegać granic obciążania.
Manometr należy instalować w miejscach widocznych i dostępnych, w położeniu
określonym dla danego manometru. Przykręcać do oporu odpowiednimi kluczami za króciec
(rys. 34), przy jednoczesnym ustawieniu w położeniu wygodnym do odczytu wskazań. Nie
wolno przykręcać ciśnieniomierza za obudowę i uszczelniać gniazda pakułami.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Rys. 34. Montaż za pomocą klucza widełkowego [25]

W przyłączu manometru z gwintem cylindrycznym do powierzchni uszczelniania należy
zastosować uszczelki płaskie, uszczelki soczewkowe lub profilowane uszczelki.
W przypadku gwintów stożkowych (np. gwinty NPT) uszczelnianie następuje w gwincie
za pomocą dodatkowych materiałów uszczelniających, takich jak np. taśma PTFE.

Siła dokręcenia zależna jest od zastosowanej uszczelki. Aby móc ustawić manometr
w pozycji pozwalającej na swobodny odczyt wartości zaleca się zastosować przyłącze ze
złączką ściągającą lub nakrętką kołpakową.

Po zakończeniu montażu należy sprawdzić szczelność połączeń maksymalnym ciśnieniem
roboczym. Należy też zwrócić uwagę, czy przy wzroście ciśnienia (jak i przy spadku) ruch
wskazówki jest płynny na całej długości podziałki. Dopuszczalne skoki nie powinny
przekraczać połowy bezwzględnej wartości dopuszczalnego błędu wskazań.
Jeżeli manometr jest narażony na drgania powodujące odchylenia wskazówki większe od 0,1
długości działki elementarnej, należy montować go na odpowiednich amortyzatorach drgań.

Rys. 35. Schemat manometru opartego na rurce Bourdona [23]

Ciśnieniomierz należy wyłączyć z eksploatacji i oddać do naprawy w razie stwierdzenia
jednego z podanych uszkodzeń:
1) ciśnieniomierz nie działa,
2) wskazówka przesuwa się skokami,
3) wskazówka nie wraca do kresy zerowej,
4) błędy wskazań przekraczają dopuszczalną wartość.

Syfonowanie odwiertów gazowych stosuje się w celu usunięcia wody złożowej

napływającej do odwiertu w przypadku gdy prędkość wypływu eksploatowanego gazu nie
pozwala na jej bieżące wynoszenie. W celu uzyskania prędkości wypływu gazu niezbędnej do
wyniesienia zebranej w odwiercie wody złożowej, dokonuje się czasowego obniżenia
głowicowego ciśnienia ruchowego.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

W przypadku wystąpienia zmniejszenia przepływu przez rurki wydobywcze dopuszcza

się krótkotrwałe wypuszczanie gazu ziemnego w ilościach przekraczających dozwolony
pobór poprzez syfonowanie odwiertu, w tym wypuszczanie gazu ziemnego do atmosfery.
Syfonowanie odwiertu wykonuje się na podstawie programu syfonowania, określającego czas
trwania i częstotliwość syfonowania, zatwierdzonego przez KRZG [9].

Przed przystąpieniem do zabiegu syfonowania należy stosować ogólne zasady

bezpiecznego syfonowania odwiertu, tj.:

−

syfonowanie odwiertów powinno być w miarę możliwości wykonywane do kolektora
odbiorczego gazu. Wypuszczanie gazu z odwiertu w powietrze dozwolone jest tylko dla
ważnych potrzeb ruchowych, za zgodą kierownika ruchu zakładu górniczego
(harmonogram syfonowania odwiertów),

−

w wypadku uzasadnionego, systematycznego syfonowania niezbędne jest sporządzenie
dla odwiertów harmonogramu syfonowania określającego czas trwania syfonowania
i jego częstotliwość. Harmonogram winien być zatwierdzony przez Kierownika Ruchu
Zakładu Górniczego[9],

−

odwiert powinien być wyposażony w urządzenia umożliwiające oczyszczanie jego dna
z cieczy złożowej,

−

w razie wypuszczania gazu ziemnego z odwiertu w powietrze należy przedsięwziąć
konieczne środki w celu zabezpieczenia sąsiedniego terenu przed powstaniem wybuchu
lub pożaru,

−

zabronione jest otwarte syfonowanie odwiertów z zawartością siarkowodoru w gazie, bez
spalania go w odpowiedniej instalacji,

−

syfonowanie okresowe odwiertów może dokonywać wyłącznie operator wydobycia gazu,
posiadający pełną znajomość techniki syfonowania pod nadzorem osoby dozoru ruchu,
przy zachowaniu zasad bezpieczeństwa i higieny pracy oraz bezpieczeństwa pożarowego,
a także zasad ochrony środowiska naturalnego.
Sposób przeprowadzenia zabiegu syfonowania dla odwiertu gazowego zależy od tego czy
proces ten będzie przeprowadzony w systemie zamkniętym (w kolektor), czy w systemie
otwartym (w atmosferę).
Przy syfonowaniu odwiertu gazowego w skład urządzeń technologicznych wchodzą:

−

głowica eksploatacyjna z obiegiem rurowym łączącym wylot rurek wydobywczych
z przestrzenią międzyrurową wyposażoną w króćce do pomiaru ciśnienia,

−

oddzielacz gazu,

−

zasuwa upustowa lub zawór upustowy ze zwężką ograniczającą przepływ wody,

−

urządzenie do dawkowania metanolu, grawitacyjne lub wyporowe,

−

grzejnik (w przypadku podgrzewania gazu),

−

zwężka redukcyjna z obiegiem do syfonowania,

−

odcinek pomiarowy do pomiaru ilościowego gazu,

−

zbiornik na wodę złożową.

Syfonowanie takich odwiertów odbywa się w następujący sposób (w nawiasie

przedstawione zostały oznaczenia elementów ze schematu syfonowania – rys. 36):
–

syfonowanie zamknięte (w kolektor – otwarta zasuwa 11)

1. przy eksploatacji gazu przestrzenią międzyrurową zamknąć zasuwę (4) i otworzyć

zasuwę (2),

2. otworzyć zasuwę obiegową (9),
3. syfonowanie odwiertu – obserwacja ciśnienia na manometrach Ml, M2 i M3 po

wzroście ciśnienia zamknąć zasuwę obiegową (9),

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4. otworzyć zasuwę lub zawór spustowy (6) i odpuścić wodę złożową do zbiornika

pomiarowego wody złożowej,

5. po odpuszczeniu wody złożowej zamknąć zasuwę spustowa (6),
6. zmierzyć i zarejestrować ilość odpuszczonej cieczy,
7. przy eksploatacji gazu przestrzenią międzyrurową otworzyć zasuwę (4) i zamknąć

zasuwę (2).

– syfonowanie otwarte (w atmosferę):

1. przy eksploatacji gazu przestrzenią międzyrurową zamknąć zasuwę (4) i otworzyć

zasuwę (2),

2. zamknąć zasuwę odcinającą (11),
3. otworzyć zasuwę upustową (7),
4. syfonowanie odwiertu- obserwacja ciśnienia na manometrach Ml, M2 i M3

i wypływu gazu. Po wzroście ciśnienia zamknąć zasuwę upustową (7),

5. stworzyć zasuwę odcinającą (11),
6. przy eksploatacji gazu przestrzenią międzyrurową otworzyć zasuwę (4) i zamknąć

zasuwę (2),

7. otworzyć zasuwę (6) i odpuścić wodę złożową do zbiornika pomiarowego wody

złożowej,

8. po odpuszczeniu wody złożowej zamknąć zasuwę spustową (6).

Rys. 36. Schemat syfonowania odwiertu [19]

Dla ułatwienia oczyszczania spodu odwiertu gazowego z cieczy złożowej w czasie

zabiegu syfonowania stosuje się:

−

środki pianotwórcze ciekłe wtłaczane do odwiertu,

−

środki pianotwórcze stałe wrzucane do odwiertu,

−

zwężki wgłębne zapinane w odwiercie,

−

dysze wgłębne montowane w odwiercie.
Podczas czynności związanych z procesem syfonowania odwiertów gazowych

i odpuszczania płynu złożowego należy zwracać szczególną uwagę na możliwość zaistnienia
zagrożenia związanego z:

−

występowaniem wysokiego ciśnienia,

−

tworzeniem się mieszanin gazu i par cieczy palnych z powietrzem o stężeniu
wybuchowym w bezpośrednim sąsiedztwie wypływającej strugi lub zbiornika,

−

możliwością wyrzutu wraz ze strugą cieczy lub gazu cząsteczek ciał stałych – np. piasku.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Wszystkim czynnościom związanym z procesem syfonowania odwiertu gazowego
towarzyszy hałas o różnym natężeniu.

4.2.2. Pytania sprawdzające

Odpowiadając na pytania, sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.

1. Co to jest odcinek pomiarowy i jakie elementy wchodzi w jego skład?
2. Jakie są rodzaje obudów kryz pomiarowych?
3. Z czego składa się obudowa kryzy?
4. Jakie są podstawowe parametry gazu mierzone za pomocą zwężki?
5. Jakie są podstawowe jednostki ciśnienia i w jaki sposób przelicza się je?
6. Jakie czynności należy wykonać podczas montażu manometru?
7. Co to jest syfonowanie odwiertu?
8. Jakie środki stosuje się dla ułatwienia oczyszczania spodu odwiertu gazowego z cieczy

złożowej w czasie zabiegu syfonowania?

9. Jakie zagrożenia występują podczas prowadzenia procesu syfonowania?
10. Na czym polega syfonowanie zamknięte odwiertu gazowego?

4.2.3. Ćwiczenia

Ćwiczenie 1

Narysuj wybraną obudowę kryzy wraz z właściwie wmontowaną kryzą pomiarową

zaznaczając kierunek przepływu.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1) przeanalizować treść zadania,
2) przygotować przybory rysunkowe i arkusz papieru,
3) wykonać na kartce papieru uproszczony przekrój obudowy kryzy,
4) zaznaczyć kierunek przepływu, oraz obudowę „+” i „–”,
5) zwrócić uwagę na sposób montażu kryzy,
6) dokonać prezentacji wyników pracy.

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

przybory rysunkowe, ołówek, gumka,

−

kartki papieru kserograficznego,

−

Poradnik dla ucznia.

Ćwiczenie 2

Korzystając z poniższego schematu, zidentyfikuj zasadnicze elementy układu oraz podaj

sposób postępowania podczas wykonywania syfonowania odwiertu gazowego do atmosfery.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1) przeanalizować treść zadania wraz z dołączonym schematem,
2) dokonać identyfikacji urządzeń przedstawionego układu,
3) podać sposób wykonania syfonowania odwiertu do atmosfery,
4) dokonać prezentacji wyników pracy.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

przybory do pisania,

−

kserokopia załączonego schematu,

−

literatura z zakresu eksploatacji odwiertów gazowych.

4.2.4. Sprawdzian postępów

Czy potrafisz:

Tak

Nie

1) powiedzieć co to jest odcinek pomiarowy i co wchodzi w jego skład?



2) wymienić rodzaje obudów kryz pomiarowych?



3) określić z czego składa się obudowa kryzy?



4) wymienić podstawowe parametry gazu mierzone za pomocą zwężki?



5) wymienić podstawowe jednostki ciśnienia i przeliczać je?



6) wymienić czynności które należy wykonać podczas montażu

manometru?



7) wyjaśnić co to jest syfonowanie odwiertu?



8) wymienić jakie środki stosuje się dla ułatwienia oczyszczania spodu

odwiertu gazowego z cieczy złożowej w czasie zabiegu syfonowania?



9) wymienić zagrożenia występujące podczas syfonowania?



10) wymienić na czym polega syfonowanie zamknięte odwiertu gazowego?



„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4.3. Oddzielacze, podgrzewacze, zbiorniki

4.3.1. Materiał nauczania

Po wydobyciu płynu złożowego na powierzchnię następuje w większości przypadków

zredukowanie ciśnienia oraz skierowanie strumienia na urządzenia technologiczne w których
następuje rozdział na poszczególne fazy. Strumień wypływającej z odwiertu samoczynnego
ropy naftowej zawiera również gaz ziemny, zarówno w stanie rozpuszczonym (ropa
zgazowana) jak i wolnym. Ponadto w eksploatowanej ropie może być obecna woda złożowa,
a także cząstki stałe (piasek), rdza. Przed skierowaniem ropy do przeróbki, transportu
wymagane jest usunięcie z niej zanieczyszczeń. W tym celu stosowane są na odwiercie
samoczynnym separatory (oddzielacze), których zadaniem jest rozdział płynów złożowych.

Proces ten przebiega na zasadzie wykorzystania różnicy ciężarów właściwych płynów

zawartych w wydobywanej ropie.[6] Używane są separatory: dwufazowe (rozdzielenie na
fazę ciekłą i gazową) oraz trójfazowe (rozdzielenie na fazę gazową i dwie fazy ciekłe: ropę
naftową i wodę).
W procesie separacji wykorzystuje się takie zjawiska, jak:
1. rozbicie strumienia wypływającej ropy do separatora o specjalne przegrody,
2. działania siły odśrodkowej
3. działania siły ciężkości,
4. odstawanie się ropy w zbiornikach,
5. zmianę kierunku przepływu strumienia płynów złożowych,
6. działanie temperatury.
Oddzielacze dzielimy ze względu na:
1. działanie – grawitacyjne i odśrodkowe,
2. konstrukcję – poziome, pionowe, kuliste, (rys. 37)
3. funkcję – dwufazowe, trójfazowe,
4. ciśnienie robocze – wysokiego ciśnienia, średniego ciśnienia, niskiego ciśnienia.
Z uwagi na sposób działania separatory dzielimy na:
1. odśrodkowe (cyklonowe) – nadaje się strumieniowi gazu ruch obrotowy,
2. grawitacyjne,
3. żaluzyjne (inercyjne) – zasada działania pod wpływem sił bezwładności,
4. siatkowe,
5. kombinowane,
6. filtro-separatory,

Rys. 37. Typy i zasada pracy separatorów grawitacyjnych: a) separator poziomy, b) separator pionowy,

c) separator kulisty.Strefy: 1 - wlotowa (wstępna separacja); 2 - osadzania kropel cieczy; 3 - główna separacyjna;

4 - zbioru oddzielonej cieczy; 5 - wylot gazu; 6 - odprowadzenie cieczy [7, s 163]

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Zaletą separatorów poziomych i kulistych jest łatwość montażu, obsługi i remontów oraz

możliwość ich efektywnej pracy przy dużym objętościowym natężeniu zasilania gazem.
Wybór jednego z przedstawionych trzech typów separatorów grawitacyjnych zależy przede
wszystkim od:
1) zakładanego natężenia zasilania gazem,
2) ciśnienia,
3) zawartości w gazie stałych zanieczyszczeń mechanicznych,
4) pożądanej efektywności separacji.

Separatory odśrodkowe

Separacja w separatorach tego typu następuje w rezultacie działania siły odśrodkowej

powstającej przy nadaniu strumieniowi gazu ruchu obrotowego. (rys. 38) W separatorach
odśrodkowych stosuje się duże prędkości przepływu gazu, dzięki czemu mogą one mieć
stosunkowo małe rozmiary i zapewnić jednocześnie wystarczającą efektywność wstępnej
separacji cieczy, zwłaszcza gdy unoszone przez gaz krople tej cieczy zawierają
zanieczyszczenia mechaniczne (np. piasek pochodzący z odwiertów wydobywczych).
W porównaniu z separatorami żaluzyjnymi, separatory odśrodkowe mają większą
efektywność i zdolność przepustową (gaz: do 0,5 m

/s, odseparowana ciecz 0,25–4,65 dm

/s).

Rys. 38. Zasada pracy przeciwprądowego separatora odśrodkowego. 1 – zbiornik odseparowanej cieczy;

2 - korpus; 3 – korpus cyklonu; 4 – wylot gazu z cyklonu [7, s 165]

Separatory grawitacyjne

Pionowe separatory stosowane są do mniejszych wydatków ropy naftowej z gazem,

natomiast poziome mają zastosowanie przy dużych przepływach. Bez względu na rodzaj czy
konstrukcję oddzielacze zbudowane są z następujących głównych sekcji: właściwego
oddzielania, osadnika części stałych, gromadzenia i odbioru cieczy oraz elementu
wyłapującego krople cieczy unoszonej wraz z gazem (łapacz kropel). Separatory pionowe
zajmują małą część powierzchni instalacji. Są one najbardziej przydatne w przypadku
przeróbki gazu wynoszącego dużo piasku lub innych substancji stałych.

Separatory inercyjne

Tą nazwą określa się separatory, w których wnętrzu usytuowano elementy (przeszkody)

typu żaluzji lub pęku siatek. Osadzanie kropel cieczy na tych elementach odbywa się pod
wpływem sił bezwładności. Dlatego efektywność separatorów żaluzyjnych i siatkowych
zależy w dużym stopniu od liniowej prędkości „uderzenia” gazu w żaluzje lub w siatkę.
Separatory żaluzyjne zasadniczo są stosowane tylko w tych przypadkach, w których nie jest
wymagana duża efektywność separacji. W zależności od ciśnienia roboczego stosuje się

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

separatory żaluzyjne mogące mieć zdolność przepustową od 0,1 do 2 mln m

gazu na dobę.

Najczęściej stosuje się pionowe ustawienie żaluzji, które są falistymi blachami montowanymi
w jednakowej odległości od siebie. Drugi typ separatorów inercyjnych stanowią separatory
siatkowe. Są one efektywniejsze od żaluzyjnych, gdyż zatrzymują krople o średnicy większej
od 5 µm. Dlatego stosuje się je przede wszystkim w końcowych stopniach separacji. Istotną,
wielkością charakteryzującą separatory siatkowe jest powierzchnia względna pakietu siatek,
którą nazywa się stosunkiem całkowitej powierzchni drutu siatek do objętości tego pakietu,
najczęściej powierzchnia ta wynosi 230–500 m

. Podobnie jak w przypadku separatorów

żaluzyjnych, efektywna praca separatorów siatkowych zależy od optymalnego doboru
liniowej prędkości gazu napływającego na czoło pakietu siatek (powinna ona być nieco
mniejsza od prędkości krytycznej).

Separatory – filtry

Problem zatrzymania kropli cieczy unoszonych w bardzo zdyspergowanych aerozolach

(mgłach zawierających krople o średnicy nie większej od 5 µm) rozwiązano w znacznym
stopniu przez wprowadzenie separatorów z elementem filtrującym wykonywanym zazwyczaj
z cienkich nici włókna szklanego. Są to aparaty poziome często zintegrowane z usytuowanym
pod nim zbiornikiem gromadzącym odseparowaną ciecz. Filtr ten zatrzymuje także cząstki
stałe niesione przez strumień gazu. Osadzanie się pyłu narzuca konieczność wymieniania lub
regeneracji wkładki filtracyjnej. Operacja ta jest nieodzowna, gdy spadek ciśnienia „na”
wkładce wzrośnie o 0,04 - 0,05 MPa.

Separatory kombinowane (rys. 39)

Są to aparaty, w których separacja przebiega przynajmniej dwustopniowo. Stosuje się

w nich, zatem różne kombinacje elementów wewnętrznych (wbudowane cyklony, siatki,
filtry, itd.).
a)

Rys. 39. Separatory kombinowane firmy BSB Process Systems: a) pionowy, b) poziomy, 1 – wbudowane

cyklony; 2 – pakiet siatek; A – wlot gazu [7, s 166]

Separator pionowy (rys. 41) składa się z następujących zasadniczych części: walczaka (1),
króćca dopływowego płynu (2), króćca odpływowego gazu (3), automatycznego regulatora
ciśnienia (4), króćca odpływowego ropy z regulatorem poziomu cieczy (5), króćca
odpływowego wody z regulatorem cieczy (6), urządzenia do rozpylania płynu (7), łapacza
mgły (8) oraz listew (9), [6]. Dwufazowy system cieczy i gazu dopływa do separatora
rurociągiem (2), po rozdrobnieniu strumienia w urządzeniu (7), płyn spływa w dół po
listwach (9), gdzie następuje oddzielenie gazu od cieczy. Oddzielony gaz przepływa w górną

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

część separatora pomiędzy przegrodami zmieniając prędkość i kierunek przepływu, co
powoduje dokładniejsze oddzielenie cząstek ropy niesionych przez gaz. Niezależnie od tego
w górnej części oddzielacza dla wyłapywania pozostałych w gazie cząstek ropy zainstalowane
jest urządzenie (8) tzw, „łapacz mgły”. Oddzielony od ropy gaz odpływa króćcem przez
regulator ciśnienia (4) i odcinek pomiarowy do gazociągu gazów gazolinowych.

Rys. 40. Schemat separatora pionowego [6, s. 342]

Wydzielona ciecz zbiera się w dolnej części separatora, gdzie przez tzw. „odstanie” następuje
dalsze wydzielenie się gazu oraz oddzielenie wody od ropy na zasadzie różnicy ciężarów
właściwych tych cieczy. W niektórych konstrukcjach w dolnej części oddzielacza instaluje się
urządzenia do podgrzewania ropy. Zastosowanie urządzeń grzewczych przyspiesza proces
separacji i zwiększa jego efektywność oraz zabezpiecza przed wytrącaniem się parafiny
w przypadku rop parafinowych. Oddzielona ropa i woda odprowadzane są z separatora za
pośrednictwem automatycznych regulatorów poziomu cieczy. Zanieczyszczenia stałe
odprowadzane są okresowo z dolnej części separatora króćcem (10).

Na rys. 41 przedstawiono schematycznie rozdział faz w separatorze 3-fazowym.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Rys. 41. Separatory 3-fazowe

Do podstawowych czynności związanych z obsługą separatorów należy sprawdzanie:
1) wskazań aparatury kontrolno-pomiarowej,
2) stanu połączeń (szczelność),
3) wymaganego poziomu medium roboczego,
4) stopnia nagrzania poszczególnych elementów,
5) poziomu drgań i wibracji,
6) poziomu hałasu,
7) stanu technicznego aparatury regulacyjnej i zabezpieczającej,
8) działania instalacji stanowiącej wyposażenie urządzenia.

Podczas czynności związanych z odpuszczaniem płynów z separatora należy zwracać

szczególną uwagę na możliwość zaistnienia zagrożenia związanego z:

−

występowaniem wysokiego ciśnienia,

−

tworzeniem się mieszanin gazu i par cieczy palnych z powietrzem o stężeniu
wybuchowym,

−

hałasem o różnym natężeniu (należy stosować ochronniki słuchu).

Podgrzewacze należą do urządzeń technologicznych służących do zwiększenia temperatury
gazu ziemnego, ropy naftowej za pomocą medium grzewczego np. pary wodnej/wody
(rys. 42). Obsługa podgrzewaczy polega na utrzymywaniu właściwej dla procesu temperatury
poprzez regulację zaworami dopływu pary wodnej/wody na podgrzewacz.

Rys. 42. Schemat podgrzewacza para-gaz [3, s.24]

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Zbiorniki (rys. 43) produkcyjne przeznaczone są do magazynowania ropy naftowej lub

wody złożowej przy odwiercie eksploatacyjnym lub grupie odwiertów. Zbiorniki wody
złożowej służą do magazynowania wody stanowiącej odpad, uzyskany w procesie separacji
gazu z wody. Zbiorniki te mogą być cylindryczne leżące, prostokątne o różnych
pojemnościach.
Zbiorniki dla ropy posiadają szczelne zamknięcia w celu zmniejszenia strat spowodowanych
odgazowaniem czy parowaniem ropy naftowej, zwłaszcza w okresie letnim. Powinny
posiadać wężownicę grzewczą w celu podgrzewania ropy. Zbiornik zamknięty na
węglowodory ciekłe (ropę) powinien być wyposażony w:

–

zawór ciśnieniowo-depresyjny,

–

dwa szczelnie zamknięte włazy,

–

urządzenie do pomiaru poziomu cieczy (poziomowskazy) i ciśnień (manometry),

–

urządzenie do poboru próbek ropy.

Rys. 43. Zbiornik ropy naftowej [20]

Zbiorniki zawierające węglowodory ciekłe otacza się wałem ziemnym o wysokości, co
najmniej 1 m i szerokości korony, co najmniej 0,5 m lub murem ochronnym. Wymagana
pojemność obwałowania zbiorników ropy naftowej wynosi dla:
1) jednego zbiornika – 100 % jego pojemności,
2) dwóch zbiorników – 75 % ich łącznej pojemności,
3) trzech i więcej zbiorników – 50 % ich łącznej pojemności.

Zbiorników ropy naftowej nie wolno ustawiać na terenie zalewowym rzek i potoków.

Niedopuszczalne jest ustawianie zbiorników z ropą naftową zawierającą siarkowodór
w zagłębieniach terenu [9].
Do podstawowych czynności związanych z obsługą podgrzewaczy i zbiorników należy
sprawdzanie:
1) wskazań aparatury kontrolno-pomiarowej,
2) stanu połączeń (szczelność),
3) poziomu medium roboczego, (poziomowskazy),
4) stopnia nagrzania poszczególnych elementów,
5) poziomu drgań i wibracji,
6) poziomu hałasu,
7) stanu technicznego aparatury regulacyjnej i zabezpieczającej,
8) działania instalacji stanowiących wyposażenie urządzenia.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Podczas czynności związanych z obsługą zbiorników należy zwracać szczególną uwagę na
możliwość zaistnienia zagrożenia związanego z:

−

występowaniem wysokiego ciśnienia,

−

tworzeniem się mieszanin gazu i par cieczy palnych z powietrzem o stężeniu
wybuchowym.

4.3.2. Pytania sprawdzające

Odpowiadając na pytania sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.

1. Jakie zjawiska fizyczne wykorzystuje się w pracy separatorów?
2. Jakie są kryteria podziału separatorów?
3. Jakie są typy (rodzaje) separatorów?
4. Czym różni się separator dwufazowy od trójfazowego?
5. Na czym polega separacja wielostopniowa?
6. W co powinien być wyposażony zbiornik zamknięty na węglowodory ciekłe (ropę)?

4.3.3. Ćwiczenia

Ćwiczenie 1

Wykonaj schemat blokowy przedstawiający klasyfikację separatorów z uwzględnieniem

poznanych kryteriów podziału. Schemat wykonaj odręcznie na kartce papieru.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1) wypisać poznane kryteria podziału separatorów,
2) wypisać typy separatorów,
3) przyporządkować poszczególne typy separatorów do ustalonych kryteriów podziału,
4) wykonać odręcznie schemat blokowy,
5) zaprezentować wyniki swojej pracy.

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

Poradnik dla ucznia

−

przybory rysunkowe,

−

kartki papieru,

−

komputer,

−

zeszyt.

4.3.4. Sprawdzian postępów

Czy potrafisz:

Tak

Nie

1) scharakteryzować zasadę działania separatora grawitacyjnego?



2) przedstawić klasyfikację separatorów stosowanych na odwiertach

ropno-gazowych?



3) wymienić rodzaje zbiorników?



4) wyjaśnić na czym polega separacja wielostopniowa?



5) wyjaśnić różnicę między separatorem dwufazowym a trójfazowym?



6) wymienić wyposażenie zbiornika zamkniętego na węglowodory ciekłe

(ropę)?



„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4.4. Strefy zagrożenia wybuchem

4.4.1. Materiał nauczania

Zasady prawidłowej kwalifikacji i wyznaczenia stref zagrożenia wybuchem

w zakładach górniczych wydobywających kopaliny otworami wiertniczymi

Zasady te opracowane są w oparciu o Polską Normę PN-EN 60079-10, która jest

współbrzmiąca z normą europejską.
Prawidłowo określone i wyznaczone przestrzenie, w których istnieje możliwość wystąpienia
nagromadzeń gazów, mgieł i par w stężeniach zagrażających wybuchem pozwala na
prawidłowy dobór i instalację odpowiednich dla tych miejsc urządzeń, jak również
prawidłowe zachowanie się obsługi. Przyjęte zasady wyznaczania stref zagrożenia wybuchem
są analizowane pod względem zapłonu mieszaniny wybuchowej. Ciągłe monitorowanie
stężeń w strefie połączone z systemem alarmowym i systemem wyłączenia urządzeń pozwala
na obniżenie kategorii strefy zagrożenia.

DEFINICJE
Gazowa atmosfera wybuchowa: mieszanina palnych gazów, par, mgieł lub pyłów
z powietrzem, której spalenie po zainicjowaniu źródłem zapłonu, rozprzestrzenia się
samorzutnie na całą mieszaninę.
Przestrzeń niezagrożona wybuchem – przestrzeń, w której nie przewiduje się występowania
gazowej atmosfery wybuchowej w ilościach wymagających specjalnych środków
zapobiegawczych dotyczących konstrukcji, instalowania i stosowania urządzeń.
Przestrzeń zagrożona wybuchem – przestrzeń, w której występuje gazowa atmosfera
wybuchowa lub można spodziewać się jej wystąpienia w takich ilościach, że wymaga to
stosowania specjalnych środków zapobiegawczych dotyczących konstrukcji, instalowania
i stosowania urządzeń.
Strefy – przestrzenie zagrożone wybuchem klasyfikuje się na strefy według częstotliwości
i czasu występowania gazowej atmosfery wybuchowej, w następujący sposób:
Strefa 0 – przestrzeń, w której gazowa atmosfera wybuchowa występuje ciągle lub w długich
okresach.
Strefa 1 – przestrzeń, w której pojawienie się gazowej atmosfery wybuchowej jest
prawdopodobne w warunkach normalnej pracy.
Strefa 2 – przestrzeń, w której w warunkach normalnej pracy nie jest prawdopodobne
pojawienie się gazowej atmosfery wybuchowej, a jeżeli pojawi się ona rzeczywiście, to może
tak się stać tylko rzadko i tylko na krótki okres.

Rys. 44. Oznaczanie stref zagrożenia wybuchem [19]

Źródło emisji – punkt lub miejsce, z którego mogą się uwalniać do atmosfery gaz palny, para
palna lub ciecz palna, tak, że może się utworzyć gazowa atmosfera wybuchowa.
Stopień emisji – wyróżnia się trzy stopnie emisji, uszeregowane według malejącego
prawdopodobieństwa występowania gazowej atmosfery wybuchowej:
a) emisja ciągła, która występuje stale lub której występowania można spodziewać się

w długich okresach.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

b) pierwszy stopień emisji, której występowania podczas normalnej pracy można się

spodziewać okresowo lub okazjonalnie.

c) drugi stopień emisji, której występowania w warunkach normalnej pracy nie można

spodziewać się, a jeżeli pojawi się ona rzeczywiście, to tylko rzadko i tylko na krótki
okres.

Źródło emisji może być zaklasyfikowane do jednego ze stopni emisji lub do kombinacji
więcej niż jednego z nich.
Emisja ciągła prowadzi zwykle do strefy 0, pierwszego stopnia do strefy 1, a drugiego stopnia
do strefy 2.
Wentylacja: jest to przemieszczanie powietrza oraz jego wymiana na świeże powietrze
w wyniku działania wiatru, występowania różnic temperatury lub wymuszone mechanicznie
(np. wentylatorami lub odciągami).
Wentylacja wystarczająca: wentylacja (naturalna lub wymuszona), która jest wystarczająca,
aby uniemożliwić akumulację znacznych ilości mieszanin pary z powietrzem oraz gazu
z powietrzem w stężeniach powyżej 20 procent ich dolnej granicy wybuchowości.
Dolna granica wybuchowości DGW-(LEL): stężenie gazu palnego lub pary palnej
w powietrzu, poniżej której atmosfera gazowa nie jest wybuchowa.
Górna granica wybuchowości GGW-(UEL): stężenie gazu palnego lub pary palnej
w powietrzu, powyżej którego atmosfera gazowa nie jest wybuchowa.
Dla przykładu, granica wybuchowości w mieszaninie z powietrzem wynosi odpowiednio:

Metan (CH

)

DGW – 5% obj.

GGW – 15% obj.

Etan (C

)

DGW – 3% obj.

GGW – 12,5% obj.

Siarkowodór (H

DGW – 4,3% obj.

GGW – 45% obj.

Metanol (CH

OH)

DGW – 5,5% obj.

GGW – 44% obj.

Materiał palny: materiał, który jest palny sam w sobie lub jest zdolny do wytwarzania gazu
palnego, pary palnej lub mgły palnej.
Ciecz palna: ciecz zdolna do wytworzenia pary palnej w dowolnych przewidywalnych
warunkach pracy.
Ciecze klasy I – ciecze mające temperaturę zapłonu do 21

C (ropa naftowa niestabilizowana,

metanol, gazolina).
Ciecze klasy II – ciecze o temperaturze zapłonu powyżej 21

C do 55

C (ropa naftowa

stabilizowana, olej napędowy i opałowy).
Ciecze klasy III – ciecze o temperaturze zapłonu powyżej 55

C do 100

C (oleje i smary,

ciecz złożowa z zawartością węglowodorów).
Gaz palny lub para palna: gaz lub para, które po wymieszaniu w pewnych proporcjach
z powietrzem tworzą gazową atmosferę wybuchową.
Mgła palna: Kropelki cieczy palnej, rozpylone w powietrzu w taki sposób, że tworzy się
atmosfera wybuchowa.
Temperatura

zapłonu:

najniższa

temperatura

cieczy,

której

pewnych

znormalizowanych warunkach, ciecz wydziela parę w takich ilościach, że jest zdolna do
utworzenia palnej mieszaniny pary z powietrzem.
Temperatura samozapłonu gazowej atmosfery wybuchowej: najniższa temperatura
ogrzanej powierzchni, przy której, w określonych warunkach, może wystąpić zapalenie
substancji palnej w postaci mieszaniny gazu lub pary z powietrzem.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Obszar zamknięty (pomieszczenie, budynek lub przestrzeń): Powierzchnia trójwymiarowa,
w której ponad dwie-trzecie (2/3) całkowitej powierzchni jest zamknięte, wystarczająco
obszerna, aby umożliwić wejście personelu. Dla typowego budynku ponad dwie-trzecie (2/3)
powierzchni ścian, piwnic i/lub podłogi jest zamknięte.

Zasady klasyfikacji stref zagrożonych wybuchem

Na wielkość strefy mogą mieć wpływ takie czynniki jak: wielkość emisji, wysokie

ciśnienie emisji, oraz obecność cieczy lotnych.
Bardzo ważnym czynnikiem wpływającym na zasięg stref jest wentylacja. Wraz ze wzrostem
wydajności wentylacji zasięg stref będzie się zmniejszał. Wentylacja naturalna powodowana
jest przez wiatr lub efekt kominowy. Wentylacja wymuszona powodowana jest działaniem
urządzeń mechanicznych i stosowana tam, gdzie wentylacja naturalna nie może być
zapewniona. Zarówno wentylacja naturalna jak i wymuszona jest skuteczna, jeżeli zapewnia
taką wymianę powietrza, która nie dopuści do utworzenia się mieszaniny wybuchowej
o stężeniu wyższym niż 20% dolnej granicy wybuchowości.
Niezmiernie ważnym czynnikiem wpływającym na klasyfikację stref jest również
częstotliwość obecności palnych substancji. Pomimo, że nie istnieje stała reguła określająca
czas obecności mieszanin palnych dla poszczególnych stref często stosuje się regułę
przedstawioną w poniższej tabeli:

Tabela 2. Charakterystyka stref zagrożonych wybuchem [19]

Strefa

Czas obecności mieszanin palnych

1000 lub więcej godzin na rok ( 10%)

Więcej niż 10 lecz mniej niż 1000 godzin na rok ( 0,1 – 10 %)

Więcej niż 1 lecz mniej niż 10 godzin na rok ( 0,01 – 0,1 %)

niesklasyfikowana Mniej niż 1 godzina na rok (poniżej 0,01 %)

Czynnikiem niezbędnym powodującym wybuch jest zapłon substancji palnej. Źródłami
zapłonu mogą być: urządzenia elektryczne zarówno przemysłowe jak i osobistego użytku,
a także elektryczność statyczna, otwarty ogień i gorące powierzchnie, a także wyładowania
atmosferyczne i egzotermiczne reakcje chemiczne.

Odwierty eksploatowane samoczynnie

Obszar wokół odwiertu eksploatowanego samoczynnie znajdującego się w obszarze
otwartym, wystarczająco wentylowanym, nieposiadającym bodni lub jakichkolwiek kanałów
poniżej terenu jest klasyfikowany jak na rys. 45.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Rys. 45. Odwiert produkujący samoczynnie bez bodni [19]

Obszar wokół odwiertu eksploatowanego samoczynnie w niezamkniętym wystarczająco
wentylowanym obszarze z niewystarczająco wentylowaną bodnią lub rząpiem (kanałem)
poniżej powierzchni terenu jest Strefą 1 poniżej powierzchni terenu i Strefą 2 powyżej
powierzchni terenu w zasięgu jaki prezentuje rysunek 46.

Rys. 46. Odwiert produkujący samoczynnie z bodnią poniżej poziomu terenu [19]

Obszar wokół rurki ekshalacyjnej emitującej gaz klasyfikowany jest jak pokazano na rys. 47.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Rys. 47. Rurka ekshalacyjna z odwiertu z emisją gazu [19]

Dla

instalacji wieloodwiertowej umiejscowionej

jednej

strefie produkcyjnej

w niezamkniętym wystarczająco wentylowanym obszarze, oraz odległością pomiędzy
odwiertami mniejszą niż 7,5 metra (od osi odwiertu do osi odwiertu), obszar o promieniu
3 metrów od osi każdego z odwiertów jest sklasyfikowany jako Strefa 2.
Odwierty rozgałęzione z jednej kolumny rur okładzinowych uważa się za instalację
pojedynczą.
Obszar wokół zbiorników ciśnieniowych dla węglowodorów (np. separator ropy i gazu,
instalacje, w których gaz poddawany jest procesom: osuszania, odrtęciania, itp.)
w niezamkniętym wystarczająco wentylowanym obszarze jest sklasyfikowany jak
przedstawiono na rys. 48.
Obszar wokół zbiorników (urządzeń) ciśnieniowych dla węglowodorów w wystarczająco
wentylowanym zamkniętym obszarze jest sklasyfikowany jako Strefa 2 w zasięgu obszaru
zamkniętego, jeśli wszystkie odpowietrzniki gazu palnego, odpowietrzniki zaworów
nadmiarowych i tym podobne są wyprowadzone na zewnątrz obszaru zamkniętego.
Zbiornik ciśnieniowy dla węglowodorów zainstalowany w niewystarczająco wentylowanym
obszarze zamkniętym, obszar jest sklasyfikowany jako Strefa 1 w zasięgu obszaru
zamkniętego.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Rys. 48. Zbiornik (urządzenie) ciśnieniowe dla węglowodorów lub urządzenia zabezpieczone przed zapaleniem

w niezamkniętym wystarczająco wentylowanym obszarze [19]

Zamknięte zbiorniki magazynowe cieczy palnej
Obszary wewnątrz i wokół zbiorników magazynowych cieczy palnej w otwartych

wystarczająco wentylowanych obszarach są sklasyfikowane według rys. 49.
Klasyfikacje obszaru otaczającego zamknięte zbiorniki magazynowe cieczy palnej
w wystarczająco wentylowanych obszarach zamkniętych są przedstawione na rys. 49, a reszta
obszaru zamkniętego jest zakwalifikowana jako Strefa 2, pod warunkiem, że wszystkie
odpowietrzacze są wyprowadzone na zewnątrz zamkniętego obszaru i nie ma żadnych śluz
lub tym podobnych urządzeń wewnątrz obszaru zamkniętego.
Obszary wewnątrz zamkniętych zbiorników magazynowych cieczy palnej w niewystarczająco
wentylowanych obszarach zamkniętych są klasyfikowane jako Strefa 0, obszary otaczające
zbiornik jako Strefa 1 jak pokazuje rys. 49.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Rys. 49. – Zamknięte zbiorniki magazynowe cieczy palnej w niezamkniętym wystarczająco wentylowanym

obszarze [19]

Zbiorniki do magazynowania cieczy palnej otwarte z pływającym dachem
Obszary wewnątrz i wokół zbiorników do magazynowania cieczy palnej otwartych

z dachem pływającym w obszarach niezamkniętych wystarczająco wentylowanych są
sklasyfikowane według rys. 50.
Obszary wewnątrz i wokół zbiorników do magazynowania cieczy palnej otwartych z dachem
pływającym w wystarczająco wentylowanych obszarach zamkniętych są sklasyfikowane
według rys. 50, a reszta obszaru zamkniętego jest zakwalifikowana jako Strefa 2, pod
warunkiem, że wszystkie odpowietrzacze są wyprowadzone na zewnątrz zamkniętego
obszaru a w jego wnętrzu nie ma śluz lub tym podobnych urządzeń.

Rys. 50. Zbiorniki do magazynowania cieczy palnej otwarte z dachem pływającym [19]

Obszary wewnątrz i wokół zbiorników otwartych z dachem pływającym przeznaczonych do
magazynowania cieczy palnej w niewystarczająco wentylowanych obszarach zamkniętych są
sklasyfikowane jako Strefa 0 wewnątrz zbiornika.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Odpowietrzniki i zawory bezpieczeństwa

Zasięg obszarów wokół odpowietrzników urządzeń procesu technologicznego nie

powinien być mniejszy niż jest to pokazane na rys. 51.
Obszary zamknięte zawierające odpowietrzniki urządzeń procesu technologicznego są
sklasyfikowane jako Strefa 1 w zasięgu obszaru zamkniętego.

Rys. 51.

Odpowietrznik urządzeń procesu technologicznego w nie zamkniętym wystarczająco wentylowanym

obszarze [19]

W tej części opisano zasuwy, których wszystkie otwory przelotowe są połączone
z zamkniętymi systemami rurociągowymi (lub rurami wydobywczymi).
W Strefie 2 w zasięgu obszaru zamkniętego znajdują się połączenia skręcane, kołnierze,
zasuwy zamykające i zawory zwrotne.
Obszar wokół połączeń skręcanych, kołnierzy, zasuw zamykających i zaworów zwrotnych
w niewystarczająco przewietrzonym obszarze zamkniętym jest Strefą 1 w zasięgu obszaru
zamkniętego.

Krótkotrwałe odpuszczanie gazu do atmosfery

Syfonowanie odwiertu bez spalania wypływającego płynu nie jest zalecane ze względu

na brak możliwości precyzyjnego wyznaczenia stref zagrożeń.
Istnieją jednak sytuacje, gdzie syfonowanie musi być przeprowadzone bezpośrednio do
atmosfery. W takim przypadku strumień wypływającego gazu powinien być skierowany przy
uwzględnieniu kierunku wiatru i warunków terenowych tak, aby nie stwarzał
niebezpieczeństwa zapłonu od pracujących urządzeń.
Dlatego też precyzyjne określenie modelu wyznaczania zasięgu stref wybuchowych w tym
przypadku jest bardzo trudne.
Na rysunkach 52 i 53 przedstawiono minimalne zasięgi stref zagrożenia wybuchem
w przypadkach, gdy płyn emitowany jest bezpośrednio do atmosfery.
Są to zasięgi minimalne. Dlatego też każdorazowo przed przystąpieniem do opisanych prac
należy przeanalizować wszystkie powyżej opisane czynniki i na tej podstawie określić strefy
zagrożenia wybuchowego.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Strefa zagrożenia wybuchowego 0

−

obejmuje przestrzeń wyznaczoną stożkiem o kącie wierzchołkowym 60

i tworzącą

o długości 20 m.

Strefa zagrożenia wybuchowego 1

−

obejmuje 3 metrową przestrzeń wokół strefy zagrożenia wybuchowego 0.

Strefa zagrożenia wybuchowego 2

−

obejmuje 3 metrową przestrzeń wokół strefy zagrożenia wybuchowego 1.

Rys. 52. Instalacja do syfonowania w systemie pionowym [19]

Rys. 53. Instalacja do syfonowania w systemie poziomym [19]

Zaleca się, aby syfonowanie odwiertu wykonywać używając odpowiednich instalacji,
w skład, których wchodzą separator i flara do spalania gazu.
Z uwagi na zmienność warunków terenowych, ciśnień i wydajności oraz innych czynników
Kierownik Ruchu Zakładu Górniczego każdorazowo przed przystąpieniem do prac wyznaczy
strefy zagrożenia wybuchowego na etapie projektowania tych prac.
Każdorazowo podczas projektowania prac należy wyznaczyć zasięgi poszczególnych stref
uwzględniając konfigurację terenu oraz przewidywane warunki atmosferyczne.
Na zasięg poszczególnych stref mają wpływ własności chemiczne wypływającego płynu
(skład, stężenie palnego gazu w wypuszczanej mieszaninie) oraz fizyczne parametry, takie
jak: natężenie emisji, wielkość ciśnienia, geometria źródła wypływu i temperatura.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Przedstawione zasięgi stref zagrożenia wybuchem odnoszą się do pracy normalnej, czyli
takiego stanu, w którym praca przebiega zgodnie z projektem technicznym
i zaprojektowanymi parametrami technologicznymi.
Powyższy sposób wyznaczania zasięgu stref zagrożenia wybuchem nie ma zastosowania
w sytuacjach awaryjnych, takich jak erupcje, rozszczelnienia, wypływy węglowodorów na
skutek pęknięć i rozszczelnień instalacji, itp..
Podczas wystąpienia sytuacji awaryjnej postępowanie powinno być zgodne z przepisami
o prowadzeniu akcji ratowniczej.

Profilaktyka związana z zagrożeniem wybuchem polega na:

−

określeniu i oznakowaniu stref zagrożenia wybuchem,

−

pomiarach kontrolnych na zawartość węglowodorów w powietrzu,

−

pomiarach kontrolnych dolnej granicy wybuchowości (DGW),

−

kontroli stanu technicznego urządzeń technologicznych,

−

stosowaniu sprawnej wentylacji (dotyczy pomieszczeń np. tłoczni gazu, budynków
sprężarek),

−

używaniu środków ochrony indywidualnej (odzież antystatyczna),

−

wykonywaniu prac z pomocą narzędzi nieiskrzących (ze specjalnej stali nieiskrzącej).

4.4.2. Pytania sprawdzające

Odpowiadając na pytania, sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.

1. Co to jest atmosfera wybuchowa?
2. Jakie są rodzaje stref zagrożenia, wyjaśnij zasady ich klasyfikacji?
3. Co oznacza pojęcie emisji gazu/cieczy palnej?
4. Co oznaczają terminy „dolna granica wybuchowości (DGW)”, „górna granica

wybuchowości (GGW)”?

5. Jakie czynniki mają wpływ na wielkość strefy zagrożenia wybuchem?
6. W jaki sposób wyznacza się strefę zagrożenia wybuchem dla odwiertu eksploatowanego

samoczynnie w wystarczająco wentylowanym obszarze, nieposiadający bodni?

7. W jaki sposób określa się strefy zagrożenia wybuchem dla instalacji wieloodwiertowych,

a w jaki w odwiertach rozgałęźnych z jednej kolumny?

8. W jaki sposób wyznacza się strefy zagrożenia wybuchem dla np. separatorów gazu

i ropy, instalacji w których gaz poddawany jest procesom: osuszania, odrtęciania itp..?

9. W jaki sposób wyznacza się strefy podczas syfonowania odwiertu?
10. Na czym polega profilaktyka związana z zagrożeniami wybuchem?

4.4.3. Ćwiczenia

Ćwiczenie 1

Naszkicuj strefy zagrożenia wybuchem dla zbiornika dozującego metanol przedstawionego

na poniższym rysunku.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1) przygotować przybory rysunkowe i arkusze papieru,
2) przyjąć jednakowy sposób oznaczania (kreskowanie) poszczególnych stref zagrożenia

wybuchowego (legenda),

3) naszkicować schemat urządzenia przedstawionego na rysunku,
4) zaznaczyć zawory i połączenia kołnierzowe,

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

5) sporządzić dla szkicu opis (legendę) oznaczeń zastosowanych na przekrojach,
6) wyznaczyć strefy zagrożenia wybuchem dla tego urządzenia podczas: normalnej

(rutynowej) pracy zbiornika, napełniania zbiornika metanolem, wyrównywania ciśnienia
(odpuszczania ciśnienia w zbiorniku),

7) dokonać prezentacji wyników pracy,
8) uzasadnić zastosowane rozwiązania i sposoby wyznaczania stref zagrożenia wybuchem.

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

przybory do rysowania,

−

kartki papieru A4, ksero lub kratkowane,

−

poradnik dla danej jednostki modułowej,

−

kalkulator,

−

zeszyt.

Ćwiczenie 2

Naszkicuj strefy zagrożenia wybuchem dla odwiertu z bodnią w niezamkniętym

wystarczająco wentylowanym obszarze.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1) przygotować przybory rysunkowe i arkusze papieru,
2) przyjąć sposób oznaczania (kreskowanie, kolorowanie) poszczególnych stref zagrożenia

wybuchowego,

3) wykonać na kartce papieru schematycznie odwiert produkujący samoczynnie z bodnią,
4) zaznaczyć zawory i połączenia kołnierzowe,
5) sporządzić dla rysunku opis (legendę) oznaczeń zastosowanych na przekrojach,
6) wyznaczyć strefy,
7) dokonać prezentacji wyników pracy,
8) uzasadnić zastosowane rozwiązania i sposoby wyznaczania stref zagrożenia wybuchem.

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

przybory do rysowania,

−

kartki papieru A4, (ksero lub kratkowane),

−

poradnik dla danej jednostki modułowej,

−

kalkulator,

−

zeszyt.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4.4.4. Sprawdzian postępów

Czy potrafisz:

Tak

Nie

1) wyjaśnić co to jest atmosfera wybuchowa?



2) wymienić rodzaje stref zagrożenia i wyjaśnić ich klasyfikację?



3) określić pojęcie emisji gazu/cieczy palnej?



4) wyjaśnić co oznaczają terminy „dolna granica wybuchowości DGW”, górna

granica wybuchowości GGW”?



5) wymienić jakie czynniki mają wpływ na wielkość strefy zagrożenia

wybuchem?



6) przedstawić w jaki sposób jest sklasyfikowany odwiert eksploatowany

samoczynnie w wystarczająco wentylowanym obszarze, nieposiadający bodni?



7) powiedzieć w jaki sposób określa się strefy dla instalacji wieloodwiertowych,

a jaki w odwiertach rozgałęźnych z jednej kolumny ?



8) przedstawić w jaki sposób sklasyfikowane są np. separatory gazu i ropy,

instalacje w których gaz poddawany jest procesom: osuszania, odrtęciania itp.?



9) określić sposób wyznaczania stref podczas syfonowania odwiertu?



10) wymienić na czym polega profilaktyka związana z zagrożeniami wybuchem?



„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4.5. Zagrożenia oraz organizacja pracy na kopalni ropy i gazu

4.5.1. Materiał nauczania

Zagrożenia naturalne wśród których wyróżnia się:[19][9][8]

Zagrożenia erupcyjne w rejonie odwiertów – to możliwość wystąpienia zagrożenia

wywołanego erupcją określaną jako przypływ płynu złożowego do otworu wiertniczego
spowodowany naruszeniem równowagi pomiędzy ciśnieniem złożowym, a ciśnieniem
dennym.

Zagrożenie siarkowodorowe – to możliwość powstania zagrożenia w wyniku wypływu

płynu złożowego, zawierającego siarkowodór.
Zagrożenia te mogą wystąpić podczas:
a) erupcji otwartej z odwiertu w czasie wiercenia lub wydobywania kopalin płynnych,
b) z instalacji technologicznych kopalń,
c) z rurociągów przesyłających płyny złożowe.

Inne zagrożenia występujące w ruchu zakładu górniczego

Zagrożenia wybuchowe – rozumie się przez to możliwość tworzenia przez palne gazy,

pary palnych cieczy, pyły lub włókna palnych ciał stałych, w różnych warunkach, mieszaniny
z powietrzem, które pod wpływem czynnika inicjującego zapłon (iskra, łuk elektryczny lub
przekroczenie temperatury samozapłonu) wybuchają, czyli ulegają gwałtownemu spalaniu
połączonemu ze wzrostem ciśnienia.
Możliwe miejsca potencjalnego zagrożenia wybuchem:

−

uzbrojenie odwiertu wraz z instalacją przyodwiertową, miejsca montażu i wymiany
zwężek produkcyjnych i pomiarowych, zaworów oddechowych, regulacyjnych i innych
elementów instalacji szczególnie zlokalizowanych w pomieszczeniach zamkniętych
i obudowach,

−

podzespoły i instalacje urządzeń wykorzystywanych podczas robót górniczych i innych
zabiegów wykonywanych w odwiertach,

−

zbiorniki magazynowe płynów złożowych surowych i przetworzonych,

−

autocysterny podczas ich napełniania i opróżniania,

−

urządzenia technologiczne zlokalizowane na terenie ośrodka produkcyjnego w przypadku
awarii, pracy zaworów bezpieczeństwa, nieszczelności armatury, czyszczenia zbiorników
magazynowych,

−

zbiorniki magazynowe i instalacje środków chemicznych stosowanych do eksploatacji,

−

rurociągi kopalniane w przypadku rozszczelnienia,

−

tłocznie metanolu.

Charakterystyka wybranych czynników stwarzających zagrożenie

Ropa naftowa - łatwopalna ciecz, której pary tworzą z powietrzem mieszaniny palne lub

mieszaniny wybuchowe.
Zapalenie lub wybuch tych mieszanin może być spowodowany przez płomień, gorący
element, iskrę lub inne źródło zapłonu. Pary ropy naftowej są cięższe od powietrza.
W przypadku wycieku lub rozlania, para może unosić się nad gruntem lub wypełniać
szczeliny, zagłębienia itp. Przy bezwietrznej pogodzie lub małym ruchu powietrza
rozproszenie zgromadzonych par może przebiegać bardzo powoli. Stwarza to dodatkowe
zagrożenie pożarem.
Gaz ziemny (metan) – gaz palny, z powietrzem tworzy mieszaniny wybuchowe, lżejszy od
powietrza, gromadzi się w górnych partiach pomieszczeń. W wysokich stężeniach i przy

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

zwiększonym ciśnieniu powoduje wypieranie tlenu z powietrza poniżej wartości bezpiecznej,
co może być przyczyną uduszenia.
Siarkowodór – palny gaz, toksyczny, jest nieznacznie cięższy od powietrza i tworzy z nim
mieszaniny wybuchowe. Pali się niebieskim płomieniem. Jest silnym reduktorem.
Gwałtownie lub wybuchowo reaguje z utleniaczami. Pod wpływem wilgoci działa korodująco
na metale. Zbiorniki z H

S narażone na działanie ognia lub wysokiej temperatury mogą

eksplodować.

Zagrożenia toksyczne – pod tym pojęciem rozumie się wszelkie substancje trujące, które
w przypadku przedostania się do organizmu lub zetknięcia się z powierzchnią ciała zagrażają
zdrowiu lub życiu ludzi bądź zwierząt.
Zagrożenia toksyczne będą wynikać ze styczności z substancjami:

−

gaz ziemny z siarkowodorem,

−

dwutlenek siarki,

−

metanol,

−

rtęć.

Zagrożenie pożarowe wynika w szczególności, z charakteru procesu technologicznego.
Wydobycie, obróbka oraz transport ropy naftowej i gazu ziemnego, a także magazynowanie
substancji palnych (ropa naftowa, LPG, gazolina) stanowi o potencjalnym niebezpieczeństwie
pożaru.
Miejsca szczególnie zagrożone pożarem:

−

miejsca ujęć ropy naftowej i gazu ziemnego na odwiertach,

−

urządzenia technologiczne na odwiertach i kopalni,

−

przepompownie i tłocznie,

−

zbiorniki i dozowniki metanolu lub innych palnych substancji chemicznych,

−

zbiorniki wody złożowej,

−

magazyn gazów technicznych,

−

magazyn paliw i smarów,

−

kotłownie,

−

budynki agregatów prądotwórczych.

Zagrożenia związane z wysokim ciśnieniem
Możliwe miejsca potencjalnego zagrożenia:

−

uzbrojenie odwiertu wraz z instalacją przyodwiertową, miejsca montażu i wymiany
zwężek produkcyjnych i pomiarowych, zaworów oddechowych, regulacyjnych i innych
elementów instalacji,

−

podzespoły i instalacje urządzeń wykorzystywanych podczas robót górniczych i innych
zabiegów wykonywanych w odwiertach,

−

zbiorniki magazynowe płynów złożowych surowych i przetworzonych,

−

urządzenia technologiczne zlokalizowane na terenie ośrodka produkcyjnego w przypadku
awarii,

−

rurociągi kopalniane w przypadku rozszczelnienia,

−

tłocznie metanolu.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Zasady postępowania na wypadek pożaru, wybuchu lub awarii

Alarmowanie
1) Każdy kto zauważy pożar obowiązany jest natychmiast zaalarmować:

−

straż pożarną,

−

osoby znajdujące się w najbliższym sąsiedztwie,

−

kierownictwo kopalni.

2) Podczas powiadomienia straży pożarnej należy wyraźnie podać:

a) gdzie się pali - dokładny adres, nazwę obiektu, pomieszczenia,
b) co się pali (np. pali się dach budynku, zbiornik paliwowy, magazyn farb i lakierów itp.),
c) czy jest zagrożone życie ludzkie,
d) nazwisko i imię zgłaszającego, nr telefonu.

Uwaga: odłożyć słuchawkę dopiero po otrzymaniu odpowiedzi, że straż pożarna przyjęła
zgłoszenie. Odczekać chwilę przy telefonie na ewentualne sprawdzenie naszego zgłoszenia.
Natychmiast należy powiadomić:

−

kierownika kopalni,

−

inne osoby, specjalistyczne jednostki i służby wymienione w obowiązującym „Planie,

ratownictwa górniczego”.

Akcja ratowniczo-gaśnicza:
1) równocześnie z alarmowaniem straży pożarnej należy przystąpić do akcji ratowniczo-

gaśniczej, przy pomocy podręcznego sprzętu gaśniczego,

2) do czasu przybycia straży pożarnej, kierownictwo akcją ratowniczo-gaśniczą obejmuje

kierownik danej jednostki organizacyjnej, lub najwyższa funkcyjnie osoba kierownictwa
lub dozoru ruchu,

3) każda osoba przystępująca do akcji ratowniczo-gaśniczej powinna pamiętać że:

a) w pierwszej kolejności należy ratować życie ludzi,
b) wyłączyć dopływ prądu elektrycznego do palących się obiektów,
c) usunąć z zasięgu ognia wszystkie materiały palne, w szczególności butle z gazami

sprężonymi, naczynia z materiałami łatwopalnymi, cenne maszyny i urządzenia,
ważne dokumenty itd.,

Bezpieczeństwo ruchu zakładu górniczego realizowane jest poprzez szkolenie załogi
prowadzone są w formie kursów, seminariów i ćwiczeń ratowniczych.
Rodzaje szkoleń, jakimi objęci są pracownicy zakładu górniczego:

−

bezpieczeństwa i higieny pracy (wstępne i okresowe), szkolenia z zakresu udzielania
pierwszej pomocy przedmedycznej, szkolenia z zakresu eksploatacji urządzeń
energetycznych elektrycznych, cieplnych i gazowych,

−

bezpieczeństwa i higieny pracy – instruktaż stanowiskowy:
instruktaż stanowiskowy przeprowadza się na stanowisku pracy, na którym ma być
zatrudniony pracownik, instruktarz przeprowadza osoba kierująca pracownikami,
posiadająca odpowiednie kwalifikacje, doświadczenie oraz przeszkolenie w zakresie
metod prowadzenia instruktażu stanowiskowego, wyznaczona przez Kierownika Ruchu
Zakładu Górniczego.

Organizacja pracy kopalni ropy naftowej i gazu ziemnego
Każdy pracownik kopalni ropy naftowej i gazu wykonuje swoje czynności w oparciu o:
1) zakres czynności,
2) plan ruchu Zakładu Górniczego,
3) instrukcje fabryczne obsługi maszyn i urządzeń,
4) aktualne przepisy bezpieczeństwa i higieny pracy oraz bezpieczeństwa w zakładach

górniczych wydobywających kopalinę otworami wiertniczymi,

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

5) instrukcję prowadzenia okresowych kontroli urządzeń do eksploatacji złóż ropy naftowej

i gazu ziemnego,

6) instrukcje stosowania w procesie eksploatacji i przygotowania gazu do transportu

substancji szkodliwych dla zdrowia,

7) zakładowy regulamin pracy,
8) inne instrukcje i zarządzenia, regulujące ruch zakładu górniczego, wprowadzane przez

Kierownika Ruch Zakładu Górniczego (KRZG), dotyczące zakresu czynności operatora
wydobycia ropy.

Pracownik zapoznaje się z:
1) właściwą organizacją pracy w Zakładzie Górniczym,
2) rodzajem i zakresem aktów prawnych, instrukcji, przepisów i innych dokumentów,

w oparciu o które wykonuje swoje czynności,

3) rodzajem zagrożeń występujących przy wykonywaniu poszczególnych prac, sposobami

zapobiegania zagrożeniom.

Każdy pracownik obowiązany jest:
1) przestrzegać dyscypliny pracy,
2) w przypadku stwierdzenia stanu zagrożenia załogi, stanu grożącego zniszczeniem

urządzeń oraz innego mienia, podjąć kroki niezbędne do usunięcia przyczyn zagrożenia,
zawiadomić bezpośredniego przełożonego o zaistniałej sytuacji i podjętym działaniu,

3) znać własności ropy, gazu, gazoliny oraz innych stosowanych substancji (metanol, glikol,

środki powierzchniowoczynne itp.) w aspekcie zagrożenia pożarowego, wybuchowego
i szkodliwego oddziaływania na organizm (siarkowodór),

4) znać schemat technologiczny, układ połączeń, rozmieszczenie zasuw i zaworów, granice

stref zagrożenia pożarowego, wybuchowego i toksycznego oraz strefy ochronne
zbiorników ropnych i gazolinowych,

5) znać rozmieszczenie sprzętu przeciwpożarowego, umieć posługiwać się nim oraz

uruchamiać instalację przeciwpożarową zraszającą i pianotwórczą.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Stanowiska pracy występujące na kopalni gazu i ropy naftowej

Rys. 58. Schemat organizacyjny kopalni ropy naftowej i gazu [19]

Kierownik kopalni – osoba dozoru wyższego ruchu zakładu górniczego, podlega KRZG.

Jest to osoba zajmująca się organizowaniem i nadzorowaniem pracy kopalni.
Odpowiada za rezultaty pracy własnej i podległych mu pracowników.

Kierownik zmiany/mistrz zmiany – osoba dozoru średniego o specjalności górniczej,

zajmuje się kierowaniem na powierzonym mu przez kierownika jednostki odcinku pracy na
zmianie lub jego zastępstwie nad wszystkimi pracami wchodzącymi w zakres danej jednostki
ruchowej.
Odpowiada za rezultaty pracy własnej i podległych pracowników na zmianie.

Monter – mechanik maszyn i urządzeń – osoba dozoru niższego o specjalności

mechanicznej,
Odpowiada za rezultaty pracy własnej podczas wykonywania bieżących remontów i napraw,
usuwania awarii urządzeń i instalacji technologicznych, wykonywania planowanych
remontów i modernizacji urządzeń i instalacji technologicznych.

Monter maszyn i urządzeń – zajmuje się wykonywaniem prac związanych z obsługą,

konserwacją i naprawą urządzeń technologicznych do eksploatacji ropy i gazu ziemnego.

Elektromonter – osoba dozoru niższego o specjalności elektrycznej.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Odpowiada za rezultaty pracy własnej podczas wykonywania montażu, konserwacji
i naprawy urządzeń elektrycznych.

Pomiarowy ropy i gazu – osoba dozoru niższego o specjalności górniczej, zajmuje się

obsługą urządzeń pomiarowych i technologicznych.

Operator wydobycia ropy i gazu – zajmuje się obsługą urządzeń technologicznych.

Przepisy obejmujące tematykę bezpieczeństwa, higieny pracy, ochrony przeciwpożarowej
i ochrony środowiska dla górnictwa otworowego:
1. Prawo Geologiczne i Górnicze – Dz. U. Nr 27 poz.96 z 1994 r. z późniejszymi zmianami,
2. Rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie bezpieczeństwa i higieny pracy,

prowadzenia

ruchu

oraz

specjalistycznego

zabezpieczenia

przeciwpożarowego

w zakładach górniczych wydobywających kopaliny otworami wiertniczymi – Dz. U. Nr
109 poz. 961 z 2002 r. z późniejszymi zmianami,

3. Rozporządzenie Ministra Spraw Wewnętrznych i Administracji w sprawie planów ruchu

zakładów górniczych – Dz. U. Nr 94 poz. 840 z 2002 r.,

4. Rozporządzenie Ministra Spraw Wewnętrznych i Administracji w sprawie zagrożeń

naturalnych w zakładach górniczych – Dz. U. Nr 94 poz. 841 z 2002 r.,

5. Rozporządzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej w sprawie

minimalnych wymagań dotyczących bezpieczeństwa i higieny pracy pracowników
zatrudnionych na stanowiskach pracy, na których może wystąpić atmosfera wybuchowa –
Dz. U. Nr 107 poz. 1004 z 2003 r.,

6. Prawo Ochrony Środowiska – Dz. U. Nr 62 poz. 627 z 2001 r. z późniejszymi zmianami.

Ponadto zagadnienia dotyczące bezpieczeństwa, higieny pracy, ochrony przeciwpożarowej
i ochrony środowiska, ujęte są oddzielnie, na podstawie w/w regulacji prawnych,
w instrukcjach i zarządzeniach wydawanych przez Kierownika Ruchu Zakładu Górniczego.

Ruch zakładu górniczego realizowany jest na podstawie Planu Ruchu, sporządzonego dla

każdego zakładu górniczego na podstawie warunków określonych w koncesji oraz projektu
zagospodarowania przestrzennego.

Plan ruchu zakładu górniczego określa szczegółowe przedsięwzięcia niezbędne w celu

zapewnienia [8]:
1) bezpieczeństwa powszechnego,
2) bezpieczeństwa pożarowego,
3) bezpieczeństwa i higieny pracy pracowników zakładu górniczego,
4) prawidłowej i racjonalnej gospodarki złożem,
5) ochrony środowiska wraz z obiektami budowlanymi,
6) zapobiegania szkodom i ich naprawiania.

Podlega on zatwierdzeniu, w drodze decyzji, przez właściwy organ nadzoru górniczego,

a w momencie zmiany naturalnych, technicznych lub organizacyjnych warunków
wydobywania kopaliny, plan ruchu zakładu górniczego może ulec zmianie, na podstawie
dodatku do planu ruchu.

W razie powstania zagrożenia życia, zdrowia ludzkiego, nadzwyczajnego zagrożenia

środowiska lub bezpieczeństwa zakładu górniczego, ruch zakładu górniczego powinien zostać
niezwłocznie wstrzymany w całości lub w części do czasu usunięcia zagrożenia [8].

Dla zapewnienia bezpieczeństwa, higieny pracy i ochrony przeciwpożarowej

przedsiębiorca, czyli podmiot posiadający koncesję na prowadzenie działalności regulowanej
ustawą, powinien w szczególności [8]:
1) rozpoznawać zagrożenia związane z ruchem zakładu górniczego i podejmować środki

zmierzające do zapobiegania i usuwania tych zagrożeń,

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

2) posiadać odpowiednie środki materialne i techniczne oraz właściwie zorganizowane

służby ruchu do zapewnienia bezpieczeństwa pracowników i bezpieczeństwa ruchu
zakładu górniczego,

3) prowadzić ewidencję osób przebywających w zakładzie górniczym.

Przedsiębiorca zobowiązany jest również do: [8]

−

przeszkolenia pracowników zakładu górniczego w zakresie znajomości przepisów
regulujących bezpieczne wykonywanie pracy w zakładzie górniczym,

−

sporządzenia, uzupełniania i aktualizowania niezbędnej dokumentacji dla prowadzenia
ruchu zakładu górniczego,
Kierownik Ruchu Zakładu Górniczego, jako osoba bezpośrednio odpowiedzialna za
ruch zakładu górniczego jest odpowiedzialny za: [8]

−

prawidłową organizację i prowadzenie ruchu zakładu górniczego,

−

opracowanie i zatwierdzenie pisemnych instrukcji bezpiecznego wykonywania pracy dla

stanowisk pracy. Instrukcje te zawierają informacje na temat:

−

sposobu bezpiecznego wykonywania pracy,

−

zasad postępowania w sytuacjach awaryjnych, z uwzględnieniem zagrożeń
występujących przy wykonywaniu poszczególnych prac,

−

zasad ochrony przed zagrożeniami,

−

informacji o stosowaniu sprzętu ratunkowego,

−

miejsc i stanowisk pracy na których pracownicy powinni stosować wymagane środki
ochrony indywidualnej,

−

rodzaju prac, które są wykonywane w warunkach szczególnego zagrożenia,

−

pomieszczeń i miejsc występowania zagrożenia wybuchem i zagrożenia pożarowego oraz
przestrzenie i strefy zagrożenia wybuchem, a także strefy pożarowe, które odpowiednio
się oznakowuje,
Przepisy górnicze stanowią, że kto spostrzeże zagrożenie dla ludzi lub ruchu zakładu

górniczego albo uszkodzenie lub nieprawidłowe działanie urządzeń tego zakładu, jest
zobowiązany niezwłocznie ostrzec osoby zagrożone, podjąć dostępne mu środki w celu
usunięcia niebezpieczeństwa oraz zawiadomić o niebezpieczeństwie najbliższą osobę
kierownictwa lub dozoru ruchu, a w razie powstania stanu zagrożenia życia lub zdrowia
pracowników zakładu górniczego, należy niezwłocznie wstrzymać prowadzenie robót
w strefie zagrożenia i wycofać pracowników w bezpieczne miejsce.[9]

Przy pracach wykonywanych w miejscach, w których występuje mieszanina wybuchowa,

niedopuszczalne jest używanie narzędzi, sprzętu i innych przedmiotów oraz obuwia i odzieży,
mogących powodować iskrzenie i wybuch, dlatego należy stosować wyroby spełniające
wymagania dotyczące oceny zgodności, dopuszczone do stosowania w zakładach górniczych.

Plan ruchu zakładu górniczego określa szczegółowe przedsięwzięcia niezbędne w celu

zapewnienia ochrony środowiska. W części szczegółowej planu ruchu musi się znaleźć
omówienie sposobu postępowania z wodami złożowymi, oraz przedsięwzięcia dla
zapewnienia ochrony środowiska, ze szczególnym uwzględnieniem zadań w zakresie:
1)

ochrony powierzchni,

ochrony wód powierzchniowych,

ochrony wód podziemnych,

ochrony powietrza,

ochrony przed hałasem i wibracjami,

6) ochrony przed odpadami [10].

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4.5.2. Pytania sprawdzające

Odpowiadając na pytania, sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.

1. Jakie ustawy oraz rozporządzenia regulują tematykę bezpieczeństwa, higieny pracy,

ochrony przeciwpożarowej i ochrony środowiska dla górnictwa otworowego?

2. Co powinien zawierać plan ruchu?
3. Do czego jest zobowiązany przedsiębiorca?
4. Jakie są obowiązki KRZG?
5. Jakie zagadnienia powinny zostać uwzględnione w ocenie oddziaływania na środowisko?
6. Co zawiera plan ruchu w zakresie ochrony środowiska?
7. Jakie stanowiska występują na kopalni ropy naftowej i gazu?
8. Z jakimi dokumentami zapoznaje się pracownik na kopalni i do czego jest zobowiązany?
9. Jakie są zasady postępowania na wypadek pożaru
10. Jakie zagrożenia naturalne i inne występują na kopalni ropy i gazu?

4.5.3. Ćwiczenia

Ćwiczenie 1

Na podstawie materiału nauczania oraz Rozporządzenia Ministra Gospodarki w sprawie

bezpieczeństwa i higieny pracy, prowadzenia ruchu oraz specjalistycznego zabezpieczenia
przeciwpożarowego w zakładach górniczych wydobywających kopaliny otworami
wiertniczymi, wypisz obowiązki Kierownika Ruchu Zakładu Górniczego związane
z zapewnieniem bezpieczeństwa zakładzie górniczym.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1) przeanalizować treść zadania,
2) zapoznać się z podaną w treści zadania literaturą,
3) wypisać obowiązki KRZG,
4) zaprezentować wyniki swojej pracy.

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

Rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie bezpieczeństwa i higieny pracy,
prowadzenia

ruchu

oraz

specjalistycznego

zabezpieczenia

przeciwpożarowego

w zakładach

górniczych

wydobywających

kopaliny

otworami

wiertniczymi

(Dz.U. Nr 109 poz. 961 z 2002 r. z późn. zm.),

−

Poradnik dla ucznia

−

przybory do pisania,

−

zeszyt.

Ćwiczenie 2

Wykonaj blokowy schemat organizacyjny kopalni ropy i gazu z przypisaniem

poszczególnych stanowisk do schematu organizacyjnego.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1) przeanalizować treść zadania,
2) wykonać blokowy schemat organizacyjny kopalni ropy i gazu,

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

3) przypisać poszczególne stanowiska występujące na kopalni ropy naftowej i gazu do

schematu organizacyjnego z podziałem na osoby dozoru ruchu,

4) zaprezentować wyniki swojej pracy.

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

Poradnik dla ucznia,

−

przybory do pisania,

−

kartka papieru.

4.5.4. Sprawdzian postępów

Czy potrafisz:

Tak

Nie

1) podać jakie dzienniki ustaw oraz rozporządzenia regulują tematykę

bezpieczeństwa, higieny pracy, ochrony przeciwpożarowej i ochrony
środowiska dla górnictwa otworowego?



2) wymienić co powinien zawierać plan ruchu?



3) określić do czego jest zobowiązany przedsiębiorca?



4) scharakteryzować jakimi obowiązkami został obarczony KRZG?



5) wymienić jakie zagadnienia powinny zostać uwzględnione w ocenie

oddziaływania na środowisko?



6) podać co zawiera plan ruchu w zakresie ochrony środowiska?



7) wymienić stanowiska występujące na kopalni ropy naftowej i gazu?

8) wymienić z czym zapoznaje się pracownik na kopalni i do czego jest

zobowiązany?



9) przedstawić zasady postępowania na wypadek pożaru?



10) wymienić zagrożenia naturalne i inne występujące na kopalni ropy i gazu?



„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

5. SPRAWDZIAN OSIĄGNIĘĆ

INSTRUKCJA DLA UCZNIA

1. Przeczytaj uważnie instrukcję zanim rozpoczniesz rozwiązywać zadania.
2. Podpisz imieniem i nazwiskiem kartę odpowiedzi.
3. Zapoznaj się z zestawem zadań testowych.
4. Odpowiedzi udzielaj tylko na załączonej karcie odpowiedzi.
5. Test składa się z 22 zadań wielokrotnego wyboru, z których tylko jedna jest poprawna.
6. Wybraną odpowiedź zaznacz na karcie odpowiedzi znakiem X.
7. Jeśli uznasz, że pomyliłeś się i wybrałeś nieprawidłową odpowiedź, to otocz wybór

kółkiem, a następnie prawidłową odpowiedź zaznacz znakiem X.

8. Pracuj samodzielnie, bo tylko wtedy będziesz mógł sprawdzić poziom swojej wiedzy

i umiejętności.

9. Jeśli jakieś zadanie sprawi Ci trudność, rozwiąż inne i ponownie spróbuj rozwiązać

poprzednie.

10. Odpowiedzi udzielaj tylko na załączonej karcie odpowiedzi.
11. Na rozwiązanie wszystkich zadań masz 45 minut.

Powodzenia!

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

ZESTAW ZADAŃ TESTOWYCH

1. Separator ma za zadanie

a) osuszyć gaz.
b) rozdzielić media złożowe.
c) podgrzać gaz.
d) usunąć hydraty.

2. Warunkiem powstania hydratu jest

a) wysoka temperatura i wysokie ciśnienie.
b) niska temperatura i wysokie ciśnienie.
c) niska temperatura i niskie ciśnienie.
d) wysoka temperatura i obecność H

3. Na rysunku obok znakiem ok oznaczono

a) blokadę rurociągu.
b) zawór zwrotny.
c) zawór bezpieczeństwa.
d) kryzę.

4. Syfonowanie odwiertu ma na celu

a) usunięcie wody złożowej.
b) usunięcie siarkowodoru.
c) usunięcie parafiny.
d) zmniejszenie ciśnienia.

5. Metan to gaz o granicy wybuchowości pomiędzy

a) 4,5–30% objętości.
b) 5–15% objętości.
c) 10–45% objętości.
d) 15–35% objętości.

6. Strefa, w której mieszanina wybuchowa gazów, par lub mgieł może występować ciągle

lub w długich okresach to strefa

a) 0.
b) 1.
c) 2.
d) 10.

7. Woda złożowa wydobyta z gazem lub ropą może być zatłaczana do złoża na podstawie

a) planu ruchu.
b) programu stałej eksploatacji.
c) projektu technicznego.
d) programu syfonowania.

8. Plan ruchu podlega zmianie poprzez

a) dodatek.
b) projekt.
c) załącznik.
d) wymianę dokumentu.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

9. Zagrożenie erupcyjne oznacza możliwość wystąpienia zagrożenia wywołanego erupcją

spowodowaną naruszeniem równowagi pomiędzy
a) ciśnieniem złożowym a ciśnieniem atmosferycznym.
b) ciśnieniem dennym a ciśnieniem atmosferycznym.
c) ciśnieniem dennym a ciśnieniem głowicowym.
d) ciśnieniem złożowym a ciśnieniem dennym.

10. Zasuwa robocza na głowicy eksploatacyjnej odwiertu samoczynnego znajduje się

a) ponad zasuwą awaryjną.
b) pod zasuwą awaryjną.
c) pomiędzy zasuwami awaryjnymi.
d) przed i za zasuwą awaryjną.

11. Zamykanie zasuwy znajdującej się na głowicy odwiertu odbywa się poprzez

a) obrót kołem sterowym w lewo.
b) obrót kołem sterowym w prawo.
c) przesunięcie suwaka w lewo.
d) przesunięcie suwaka w prawo.

12. Dawkownik metanolu służy do

a) podgrzewania gazu.
b) magazynowania wody.
c) oddzielania gazu.
d) dozowania metanolu.

13. Regulację samoczynnego wydobycia ropy naftowej przeprowadza się przy użyciu

a) zasuwy.
b) zaworu.
c) zwężki regulacyjnej.
d) gazociągu.

14. Aby zamknąć zasuwę suwakową należy

a) dokręcić do oporu zasuwę w lewo.
b) zostawić zasuwę w pozycji otwartej.
c) zamknąć zasuwę następnie cofnąć o ¼ obrotu.
d) zamknąć zasuwę następnie cofnąć o ¾ obrotu.

15. Aby wymienić kryzę w odcinku pomiarowym należy

a) wymienić ją po zauważeniu takiej potrzeby.
b) skonsultować się z osobą znajdującą się najbliżej.
c) wezwać Kierownika Ruchu Zakładu Górniczego.
d) zrobić to dopiero po otrzymaniu polecenia osoby dozoru.

16. Manometr służy do

a) pomiaru ciśnienia.
b) pomiaru prędkości przepływu gazu.
c) pomiaru temperatury.
d) otwierania i zamykania zasuw.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

17. Oddzielacz trójfazowy służy do oddzielania

a) gazu, wody i metanolu.
b) gazu, wody i ropy.
c) ropy i gazu.
d) wody i gazu.

18. Pojemność obwałowania jednego zbiornika ropy naftowej powinna wynosić

a) 75 % jego pojemności.
b) 50 % jego pojemności.
c) od 75 do 90 % jego pojemności.
d) 100 % jego pojemności.

19. Zasuwy suwakowe powinny pracować

a) tylko w pozycji pełnego otwarcia lub zamknięcia.
b) w pozycji półotwartej w celu dławienia płynów.
c) w pozycji umożliwiającej rozdzielanie płynów.
d) w pozycji półzamkniętej.

20. 1 bar to

a) 100 kPa.
b) 10 kPa.
c) 0,1002 at.
d) 0,01 MPa.

21. Warunki normalne dla gazów to

a) ciśnienie 1013,25 hPa i temperatura 20

b) ciśnienie 1 MPa i temperatura 0

c) ciśnienie 1013,25 hPa i temperatura 0

d) ciśnienie 133,25 hPa i temperatura 0

22. Użycie zbyt dużej siły na kole sterowym zasuwy suwakowej powoduje zużycie

a) sznura i dławika.
b) trzpienia i łożysk.
c) śrub przy kołnierzach zasuw.
d) śrub oczkowej.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

KARTA ODPOWIEDZI

Imię i nazwisko ............................................................................................................................

Obsługiwanie odwiertów samoczynnych ropy naftowej i gazu ziemnego

Zakreśl poprawną odpowiedź

zadania

Odpowiedź

Punkty

Razem:

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

6. LITERATURA

1. Bąkowski K.: Gazyfikacja. Wydawnictwa Naukowo-Techniczne, Warszawa 1996
2. Chrząszcz W., Szostak L., Wiśniowski R.: Metody wydobywania ropy naftowej

z odwiertów. Wydawnictwo AGH , Kraków 2000

3. Jewulski J.: Napowierzchniowe zagospodarowanie złóż kopalin ciekłych. Uczelniane

Wydawnictwo Naukowo-Techniczne AGH, Kraków 2003

4. Jewulski J.: Zbiór zadań z eksploatacji złóż ropy naftowej. Uczelniane Wydawnictwo

Naukowo-Techniczne AGH, Kraków 1998

5. Kośmider J. Instrukcja obsługi zasuw wysokociśnieniowych. Zielona Góra 1995
6. Liszka K.: Eksploatacja złóż ropy naftowej. Wyd. PWN, Warszawa-Kraków 1972
7. Molenda J. „Gaz ziemny” Wydawnictwa Naukowo-Techniczne, Warszawa 1993
8. Prawo Geologiczne i Górnicze (Dz. U. Nr 228 poz. 1947 z 2005r. z późniejszymi

zmianami)

9. Rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie bezpieczeństwa i i higieny pracy,

prowadzenia

ruchu

oraz

specjalistycznego

zabezpieczenia

przeciwpożarowego

w zakładach górniczych wydobywających kopaliny otworami wiertniczymi (Dz.U. Nr
109 poz. 961 z 2002 r. z późniejszymi zmianami)

10. Rozporządzenie Ministra Spraw Wewnętrznych i Administracji w sprawie planów ruchu

zakładów górniczych (Dz.U. Nr 94 poz. 840 z 2002 r.)

11. Szostak L., Chrząszcz W., Wiśniowski R.: Wyposażenie odwiertów wydobywczych ropy

naftowej i gazu ziemnego. Wydawnictwo AGH, Kraków 1998

12. Wilk Z.: Eksploatacja złóż płynnych surowców mineralnych. Wyd. Śląsk, Katowice 1969

Polskie Normy
13. Norma zakładowa ZN-G-4006. Zwężkowe gazomierze kryzowe: Wymagania, badania

i instalowanie

14. Norma zakładowa ZN-G-4009. Zwężkowe gazomierze kryzowe: Budowa zestawów

montażowych

15. Polska Norma. PN-G/01350:1990. Eksploatacja złóż ropy naftowej i gazu ziemnego.

Terminologia

16. PN-EN ISO 5167-1Pomiary strumienia płynu za pomocą zwężek pomiarowych
17. Polska Norma. PN-EN ISO 5167-2. Pomiary strumienia płynu za pomocą zwężek

pomiarowych wbudowanych w całkowicie wypełnione rurociągi o przekroju kołowym.
Część 3: Dysze i dysze Venturiego

18. Polska Norma. PN-EN ISO 5167-3. Pomiary strumienia płynu za pomocą zwężek

pomiarowych wbudowanych w całkowicie wypełnione rurociągi o przekroju kołowym.
Część 2: Kryzy

19. Instrukcje zakładowe (Kierownika Ruchu Zakładu Górniczego)
20. Dokumentacja techniczna obsługi maszyn i urządzeń górniczych
21. Zarządzenia (Kierownika Ruchu Zakładu Górniczego)

Strony internetowe
22. www.pl.wikipedia.org
23. www.pgi.gov.pl
24. www.nafta-gaz.sanok.pl
25. www.wika.pl
26. www.naftomet.pl