Gornik eksploatacji otworowej_811[01].Z4.01

„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”

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”

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”

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”

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”

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