Сероводород - его свойства, воздействие на организм человека, предельно-допустимая концентрация.

Негосударственное образовательное учреждение

«Центр подготовки кадров – Татнефть»

 

 

СОГЛАСОВАНО Управление по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по Республике Татарстан (Татарстан)   Письмо №____ от _____________2011 г.

УТВЕРЖДАЮ Директор Негосударственного образовательного учреждения «Центр подготовки кадров – Татнефть»     ________________ В.В. Кириллов _______________________ 2011 г.

 

Экзаменационные билеты

Для подготовки рабочих предприятий подземного и капитального ремонта скважин по курсу: «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях с правом контроля газовоздушной среды на загазованность переносными газоанализаторами»

 

 

Рассмотрено на заседании

педагогического совета

пр.№___от_________ 2011г

 

 

Г. Альметьевск 2011 г.

Билет №1

1. Классификация скважин по степени опасности и возникновения

Газонефтеводопроявлений на разрабатываемых месторождениях нефти и газа.

Скважины по степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений распределяются по следующим категориям:

№ п/п	Категория	Характеристика скважины
1.	I категория	Нефтяные и нагнетательные скважины, где коэффициент аномальности Ка>1,3. Нефтяные скважины, в которых попутный газ или нефтяные пары содержат сероводород, при этом коэффициент аномальности Ка>1,2. Нефтяные скважины на участках закачки газа, воздуха и внутрипластового горения.
2.	II категория	Нефтяные и нагнетательные скважины, где коэффициент аномальности Ка>1. Нефтяные и нагнетательные скважины, в которых попутный газ или нефтяные пары содержат сероводород до 4%, при этом коэффициент аномальности Ка<1,2.
3.	III категория	Нефтяные скважины, в которых попутный газ или нефтяные пары не содержат сероводород, где коэффициент аномальности Ка<1.

К_а= Р_пл.*10/Н_пер

Примечание:

1. Скважины, расположенные на спецоснованиях, насыпных дамбах, а также в «кустах»

считаются на одну категорию выше.

2. Категория опасности для площадей и отдельных скважин определяется ежегодно комиссией, состоящей из ведущих специалистов технологической и геологической служб НГДУ и противофонтанной службой (АВО).

В отдельных случаях категорийность скважины определяется в оперативном порядке техническим руководителем подразделения и противофонтанной службой с оформлением акта.

 

1. Понятие: газонефтеводопроявления, выброса, открытого фонтана.

а) Проявление – вид осложнения, при кот. происходит поступление в промывочную жидкость (раствор) пластового флюида, перелив при остановленной циркуляции. При проявлении существует возможность управлять потоком пластового флюида.

По типу флюида проявления разделяют на три вида:

- газопроявление У = 0,36 г/см³;

- смешанное У = 0,36 – 0,6 г/см³;

- жидкостное У = 0,6 г/см³и более.

б) Выброс – кратковременное проявление с последующим успокоением, во время которого возможно наведение ПВО и герметизация устья скважины.

в) Фонтан – неуправляемое истечение пластовых флюидов через устье скважины. Нарушение технологического процесса, когда обслуживающему персоналу невозможно регулировать поток.

Билет №2

1. Конструкция малогабаритного плашечного превентора.

Смотри паспорт и руководство по эксплуатации (приложение №1)

2. Понятия: пластовое давление, забойное давление, гидростатическое давление, репрессия, депрессия.

Ргидр. = 0,1* У ж-ти* Н

Ргидр.- это давление столба жидкости на пласт.

Проектные решения по выбору плотности жидкости (бурового раствора) должны предусматривать создание столбом жидкости Ргидр. На забой скважины и вскрытого продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:

- 10% для скважин глубиной до 1200 м.;

- 5% от 1200м. до проектной глубины.

В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см² (1,5МПа) для скважин глубиной до 1200м. и 25-30 кгс/см² (2,5-3,0 МПа) для более глубоких скважин.

Билет №3

1. Монтаж противовыбросового оборудования.

Противовыбросовое оборудование монтируется на крестовине устьевой арматуры скважины.

Перед монтажом ПВО скважина должна быть заглушена в соответствии с планом работ.

Установить превентор на устье скважины, собрать линию ПВО.

Пульты управления превентором установить в доступных местах на расстоянии не менее 10 м от устья скважины. Во избежание провисания штурвала, на расстоянии 5 м от щита устанавливается опора.

При монтаже ПВО необходимо следить за качеством сборки фланцевых соединений, расположением металлических уплотнительных колец, равномерной затяжкой шпилек соблюдением зазора между фланцами, который по всему периметру должен быть одинаковым.

Перед сборкой необходимо проверить исправность уплотнительных колец и канавок на фланцах, на которых не должно быть дефектов (вмятин, царапин, промыва и т.д.) Крепление фланцевых соединений производить полным комплексом шпилек, предусмотренных конструкцией.

Ручное управление превентором должно быть защищено отбойным щитом с габаритными размерами не менее:

ширина – 1100 мм, высота – 2000 мм, козырёк и боковая обшивка – 400 мм.

Отбойный щит выполняется из листового железа толщиной не менее 3 мм, должен иметь надёжное крепление, обеспечивающее устойчивость от струи нефти и газа при фонтанировании скважин. Расстояние от земли до центра штурвала управления превентором должно быть 1000-1150 мм.

Вал штурвала изготавливается из НКТ диаметром не менее 2". Соединение вала с превентором выполняется при помощи карданного соединения. Перед штурвалом на отбойном щите влагостойкой краской должны быть сделаны надписи с указанием:

а) направления вращения «Закрытия-открытия» превентора;

б) числа оборотов закрытия превентора;

в) типа и размера плашек превентора;

г) давления опрессовки;

д) метки, совмещение которой с меткой на штурвале или на валу штурвала, соответствует полному закрытию превонтора при последнем обороте штурвала.

Выкидные линии превенторной установки должны быть изготовлены из труб диаметром 2" на быстросъёмных соединениях.

Длина рабочей выкидной линии - 10 -12 м.

Выкидные линии должны быть направлены в сторону от проезжих дорог, линий электропередач и т.п.

При монтаже выкидных линий необходимо предусмотреть устройство запасных амбаров для сброса нефти и т.п.

Выкидные линии должны иметь прочные крепления. Конструкция стоек должна отвечать требованиям технических условий на их изготовление. Расстояние между стойками должно соответствовать схеме на монтаж. Последнюю стойку устанавливать на расстоянии не более 0,5 м от конца выкида, на который устанавливается груз.

Масса груза должна быть не менее 210 кг.

Импортное противовыбросовое оборудование должно монтироваться в соответствии с инструкциями, разработанными заводами-поставщиками.

На концах выкидных линий через вентиль высокого давления устанавливаются манометры с такой шкалой, чтобы предел измерения рабочего давления находился во второй трети шкалы. Применять манометры соответствующие рабочему давлению опрессовки колонны.

При завершении всех работ по монтажу ПВО мастер совместно с механиком по эксплуатации оборудования должен проверить правильность монтажа и крепления всех узлов, на которых установлены ПВО.

1. Причины, способствующие возникновению газонефтеводопроявлений.

Анализ возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, имевших место в ходе текущего и капитального ремонтов скважин, позволяет отметить наиболее общие факторы, способствующие возникновению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов из скважин.

Такими факторами являются:

- несоответствие плотности (удельного веса) промывочной жидкости условиям ремонта (глушения) скважин;

- недостаточный объём задавочной жидкости при глушении скважины;

- применение задавочной жидкости низкого качества (вязкость, статическое напряжение сдвига);

- отсутствие запорного устройства на устье скважины во время ремонта;

- несоответствие параметров запорного устройства условиям ремонта скважины и несоблюдение правил его эксплуатации;

- нарушение технологии ведения ремонтных работ;

- уменьшение удельного веса задавочной жидкости, вследствие нее разгазирования;

- снижение гидростатического давления на продуктивный горизонт, вследствие подъёма инструмента при наличии «сальников» (поршневание) и снижения уровня задавочной жидкости по мере извлечения из скважины подземного оборудования;

- отсутствие достоверных данных о замере пластового давления;

- несвоевременное принятие мер при возникновении газонефтеводопроявлений для предотвращения выбросов и открытого фонтанирования.

Билет №4

1. Схема обвязки противовыбросового оборудования.

При проведении текущих и капитальных ремонтов скважин с возможным газонефтепроявлением, устье на период ремонта должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием. Схема установки обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается организацией и согласовывается с органами Ростехнадзора и противофонтанной службой. После установки противовыбросового оборудования скважина опрессовывается на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны.

Производство ремонтных работ на скважинах, где исключена возможность газонефтепроявления (месторождение на поздней стадии разработки, аномально низкие пластовые давления на нефтяных месторождениях с незначительным газовым фактором и др.), разрешается без установки превенторной установки. Типовая схема оборудования устья таких скважин (подвесной фланец с прикрепленным уплотнительным кольцом с задвижкой и патрубком или другие варианты) должна быть согласована с органами Ростехнадзора и противофонтанной службой.

1. Технические требования и меры безопасности при производстве работ на скважинах Ι категории.

На скважинах первой категории.

Глушение скважин производится раствором (промывочной жидкостью), создающим достаточное противодавление на продуктивные пласты. Устье скважины должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием. Скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объёмов скважины, находящемся на растворном узле или непосредственно на скважине. Подъём труб из скважины проводится с доливом и поддержанием уровня на устье. Работы на скважинах данной категории производятся с письменного разрешения представителя противофонтанной службы по предупреждению возникновения и ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов. Бригада должна быть ознакомлена с планом работ под роспись. Примечание: планы работ согласовываются с представителем противофонтанной службы.

Билет №5

1. Устьевой герметизатор - назначение, конструкция, работа.

Предназначен для герметизации устья нефтяных и других скважин в процессе их ремонта для обеспечения безопасного ведения работ, сокращения срока ремонта скважин, предупреждения выбросов и открытых фонтанов, охраны недр и окружающей среды в соответствии с требованиями ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

Комплексы герметизирующего оборудования 1КГОМ отличаются компактностью, простотой в использовании, многофункциональностью и позволяют проводить множество ремонтных операций на скважинах без демонтажа основания, заменяя легкосъемные технологические вставки.

Комплекс содержит: Основание, выполненное в виде катушки, фланцы которой полностью соответствуют ГОСТ 28919-91, с коническим отверстием для установки вставок и боковые винтовые упоры для фиксации вставок в основании, выполненные в герметичном исполнении. Для крепления основания 1КГОМ укомплектован шпильками и гайками в кассете. Правовая защита: Патент №54614, основание герметизатора устья скважины (авторы Акименко С.Н., Ганжа М.И.) Вставка №1 предназначена для герметизации трубных компоновок без кабеля. Имеет внутреннюю присоединительную резьбу НКТ 73 и снабжена шаровым затвором со съемной рукояткой. Правовая защита: Патент №55855, вставка для герметизации трубных компоновок Вставка №2 предназначена для герметизации трубных компоновок с кабелем и без кабеля. Вставка имеет внутреннюю присоединительную резьбу НКТ 73 и снабжена сменными манжетами для герметизации кабелей: круглый — тип КПБК, тип КППБКТ (3х10; 3х16; 3х25); плоский — тип КПБП, тип КППБПТ (3х10; 3х16; 3х25). Паз в манжете под кабель закрыт пробкой, которая извлекается перед вводом в паз кабеля. Вставка №2 также, как и вставка №1, снабжена шаровым затвором со съемной рукояткой. Правовая защита: Патент №59698, герметизатор устья скважины и вставка для герметизации трубных компоновок с кабелем или без кабеля Вставка №3 предназначена для герметизации ведущей трубы квадратного сечения при фрезеровании с применением механического ротора. Правовая защита: Патент №55854, вставка для герметизации трубы квадратного сечения Вставка №4 предназначена для герметизации НКТ при спуско-подъеме с одновременной промывкой под давлением. Правовая защита: Патент №54613, герметизатор устья скважины при промывке труб под давлением и герметизирующая вставка (авторы Акименко С.Н., Ганжа М.И.) Вставка №5 предназначена для очистки НКТ от грязи, нефти, парафино-смолистых и других отложений при извлечении их из скважины. Правовая защита: Патент №57798, основание со вставкой для очистки труб (варианты) и вставка для очистки труб. Вставка №6 предназначена для герметизации геофизического кабеля при проведении исследовательских, каротажных работ. Правовая защита: Патент №54615, герметизатор устья скважины при проведении геофизических работ и вставка для герметизации геофизического кабеля (авторы Акименко С.Н., Ганжа М.И.) Вставка №7 предназначена для проведения некоторых видов геофизических работ, работ по повышению нефтеотдачи пластов, связанных с созданием депрессии на пласт через боковой отвод и других видов работ. Вставка №7 спроектирована совместно со специалистами ведущих нефтедобывающих предприятий и в настоящее время находит все большее применение. Снабжена двумя шаровыми кранами — верхний с условным проходом 60 мм и боковой с условным проходом 50 мм, компактна и удобна в применении. Вставка №8 снабжена шаровым краном и фланцевым соединением. Используется при некоторых видах геофизических работ и для создания депрессии на пласт. Правовая защита: Патент №49569, герметизирующая вставка (авторы Санников О.И., Печенев С.Н.) Вставка №9 предназначена для компенсации реактивного момента забойного двигателя с одновременной герметизацией ведущей трубы. Центратор используется при спуске колонны НКТ для защиты конусной части прохода верхнего фланца 1КГОМ и превенторов.

1. Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых

Фонтанов.

1.Перед началом работ по ремонту скважина должна быть заглушена в порядке, установленном планом работ на ремонт скважины, глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых (согласно выполненным расчётам) сохраняются условия фонтанирования или газонефтеводопроявления при пластовых давлениях ниже гидростатического.

Скважины, в продукции которых содержится сероводород в количествах, превышающих ПДК и создающих угрозу сульфидно-коррозионного растрескивания металла обсадных труб, должны быть заглушены жидкостью, содержащей нейтрализатор сероводорода.

Проведение текущих и капитальных ремонтов скважин без их предварительного глушения допускается на скважинах, оборудованных глубинными клапанами–отсекателями и месторождениях с горно-геологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления флюида к устью скважины.

Перечень таких месторождений (или отдельных участков) согласовывается с органами Ростехнадзора и противофонтанной службой.

2. Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:

- 10 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);

- 5% для интервалов от 1200 до проектной глубины

В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должен превышать пластовые давления на 15 кгс/см² (1,5МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25-30кгс/см² (2,5-3,0 МПа) для более глубоких скважин.

3. Плотность и объём задавочной жидкости должны соответствовать указанным в плане работ.

4. Глушение (замена жидкости) производится в один технологический приём.

5. На глушение скважины составляется акт, в котором указываются:

- параметры задавочной жидкости (плотность, объём, вязкость);

- давление в начале глушения;

- время начала и окончания глушения;

- изменение состояния в процессе глушения;

Результат глушения скважины.

6. В бригадах должен осуществляться контроль за плотностью задавочной жидкости при глушении скважин I и II категорий опасности.

7. При проведении текущих и капитальных ремонтов скважин устье на период ремонта должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается организацией и согласовывается с органами Ростехнадзора и противофонтанной службой. После установки противовыбросового оборудования скважина опрессовывается на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны.

8. Работа на скважинах I категорий опасности по возникновению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов производится с письменного разрешения представителя противофонтанной службы.

Производство ремонтных работ на скважинах, где исключена возможность газонефтепроявления (месторождение на поздней стадии разработки, аномально низкие пластовые давления на нефтяных месторождениях с незначительным газовым фактором и др.), разрешается без превенторной установки. Типовая схема оборудования устья таких скважин (подвесной фланец с прикрепленным уплотнительным кольцом с задвижкой и патрубком или другие варианты) должна быть согласована с органами Ростехнадзора и противофонтанной службой.

9. Работы на скважинах III категории опасности по возникновению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов производятся с разрешения и под контролем ответственных инженерно-технических работников предприятия.

Категорийность скважины указывается в плане работ.

10. Планы работ на ремонт скважин I и II категорий опасности согласовываются с представителем противофонтанной службы.

11. Аварийная планшайба опрессовывается в полгода раз, после каждой сборки и разборки, а также после применения на ГНВП. Результаты опрессовки оформляются актом.

12. Мастер бригады обязан ежедневно проверять комплектность и работоспособность противовыбросового оборудования с записью в вахтовом журнале.

При ремонтах скважин I и II категорий опасности по возникновению газонефтеводопроявлений необходимо обеспечить обязательный долив. На скважине должна быть ёмкость для долива самотёком или автоцистерна.

13. Аварийная планшайба с открытой задвижкой должны находиться на рабочей площадке при ремонте скважин II и III категорий, по опасности ГНВП.

14. При обнаружении газонефтеводопроявлений устье скважины должно быть загерметизировано, а бригада должна действовать в соответствии с планом ликвидации аварии,

15. Дальнейшие работы проводятся после составления плана мероприятий по предотвращению повторных газонефтеводопроявлений (вторичное глушение, применение промывочной жидкости большей плотности и др.).

Мероприятия разрабатываются квалифицированными специалистами с участием при необходимости представителя военизированного отряда.

16. В случае выделения из скважины газа герметизацию устья скважины следует производить в противогазах, используя при этом инструмент, не дающий искр при ударах.

17. Спускоподъемные операции при ветре со скоростью 15м/с и более, во время ливня, сильного снегопада и тумана с видимостью менее 50м, а также при неполном составе вахты, запрещается. Если паспортом агрегата предусмотрена меньшая скорость ветра, то следует руководствоваться паспортной величиной.

При подъёме труб должен быть обеспечен непрерывный долив скважины и визуальный контроль за доливом. При разнице между объёмом доливаемого раствора и объёмом металла поднятых труб более 0,2м³ подъём должен быть прекращён и приняты меры по герметизации устья.

Скорость подъёма и спуска НКТ с закрытым проходным сечением и скважинного оборудования (ЭЦН, пакер, шаблон и др.) не должны превышать 0,25м/с.

При перерывах в работе, независимо от их продолжительности, запрещается оставлять устье скважины незагерметизированным.

18. Для предотвращения и ликвидации возможных газонефтеводопроявлений блок долива устанавливается и обвязывается с устьем скважины с таким расчётом, чтобы обеспечивался самодолив скважины или принудительно с помощью насоса (агрегата для промывки скважины). Подъём труб из скважин проводится с доливом и поддерживанием уровня на устье. Доливная ёмкость должна быть оборудована уровнемером и иметь градуировку.

Скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объёмов скважины, находящемся на растворном узле или непосредственно на скважине.

19. Взрывные и прострелочные работы при ремонте скважины ведутся только работниками промыслово-геофизических партий и при наличии акта о готовности скважины к прострелочным работам.

20. Перед началом геофизических работ скважина до устья должна быть заполнена жидкостью необходимой плотности.

21. Перед перфорированием колонны на устье скважины необходимо установить запорное устройство, в случае ремонта скважин с пластовым давлением, превышающие гидростатическое, устье скважины должно оборудоваться противовыбросовым оборудованием (превентором). Запорное устройство должно быть опрессовано на 1,5-кратное рабочее давление. Результаты испытаний оформляются актом. После установки на устье скважины, запорное устройство должно быть опрессовано на давление, не превышающее давление опрессовки колонны, на которое оно установлено.

22. Штурвал запорного устройства должен быть выведен в сторону на расстояние не менее 10 метров от скважины и ограждён щитом с навесом.

На щите должны быть следующие надписи, указывающие:

- направление вращения («открыто», «закрыто»);

- число оборотов штурвала, необходимое для полного закрытия задвижки;

- давление опрессовки на устье скважины запорного устройства.

23. Вокруг места работы с ВМ и ПВА должны быть выставлены знаки обозначения границ опасных зон взрывных работ:

- мест снаряжения ПВА – радиусом не менее 20 м;

- устья скважины – радиусом не менее 50м.

24. Взрывные и прострелочные работы на скважине следует производить в дневное время.

25. В случае появления признаков газонефтеводопроявления при производстве прострелочных работ, следует немедленно извлечь перфоратор, закрыть скважину и сообщить диспетчеру цеха.

Билет №6

1. Аварийная планшайба - состав изделия, порядок применения.

Смотри паспорт и руководство по эксплуатации (приложение).

1. Технические требования и меры безопасности при производстве работ на скважинах ΙΙ категории.

На скважинах второй категории.

Глушение скважин должно производиться раствором соответствующей плотности или по комбинированной технологии. На устье скважины в наличии должен быть подвесной фланец (пьедестал) с прихваченным на сварке кольцом с задвижкой и подъёмным патрубком. При обычной технологии глушения в наличии должен быть запас жидкости для периодического долива. Работа на скважинах данной категории производится после согласования с работниками противофонтанной службы. В случае отсутствия представителя противофонтанной службы ставиться в известность дежурный по отряду противофонтанной службы с записью в журнале, после приступают к работе.

На скважинах, в продукции которых имеется сероводород, производство ремонтных работ разрешается только после составления акта готовности скважины.

Примечание: Планы работ в обоих случаях в обязательном порядке согласовываются с представителем противофонтанной службы.

Билет №7

1. Особенности эксплуатации противовыбросового оборудования типа ППШР-2 ФТ-152х21 при ремонте скважин.
2. План ликвидации аварий.

Ситуация	Возможные аварии, места их возникновения и условия опасные для жизни (состояние оборудования)	Мероприятия по спасению людей, застигнутых аварией	Мероприятия по ликвидации аварий в начальной стадии их возникновения (первичные действия)	Ответственные за выполнение мероприятий	Место нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий	Кто должен быть
Извещен	Вызван
		2.Прекратить все работы на территории куста скважин, покинуть зону загазованности	1.Заглушить ДВС подъемного агрегата, спецтехники   2. Отключить электроэнергию	Бурильщик (ст. оператор), машинист Бурильщик (ст. оператор)
3. Сообщить диспетчеру цеха		Бурильщик (ст. оператор), Диспетчер цеха	Рация в культбудке   Телефон в диспетчерской	Руководство цеха   Представитель АВО	Мастер, руководства цеха
		4. Надеть противогазы	3. Произвести анализ воз- душной среды, выявить источник создания загазованности 4. Устранить причину создания загазованности (при необходимости заглушить скважину по дополнительному плану работ)	Мастер, бурильщик. ст. оператор	Противогазы, Газоанализатор «АНКАТ» в культбудке
	б) разгерметизация устьевой арматуры при избыточном давлении на устье скважины		5. Ликвидацию аварии произвести силами АВО с использованием изолирующих дыхательных аппаратов и спец. оборудования АВО	Главный инженер предприятия, начальник цеха	АВО, г.Альметьевск	Командир АВО	Оперативный состав АВО
	Нефтегазоводопроявления или его признаки без выделения сероводорода. Оборудование устья: АПР, КМУ или гидроротор	1. Подать сигнал тревоги	1.Снять АПР, КМУ, гидроротор	Бурильщик, ст. оператор, машинист Вахта	Звуковой сигнал подъёмного агрегата   Строп на устье
			2. При СПО с ЭЦН обрубить кабель	Пом.бурильщика, пом. оператора	Приспособле-ние для рубки кабеля на устье
			3. Загерметизирвать устье закрытием превентора, запорн. компановкой ГУ-140 (или аварийной планшайбой)	Вахта	Превентор или устьевой герметизатор на устье, запорная компоновка ГУ-120 (140)
					или аварийная планшайба (подвесной фланец подготовлен на мостках)
			4. Сообщить диспетчеру цеха	Бурильщик, ст. оператор	Рация в культбудке	Руководство мастер цеха, представитель АВО	Представитель АВО
			5.Установить постоянное наблюдение за скважиной	Бурильщик, ст. оператор
			6. Дальнейшие работы пол глушению скважины производить по специальному плану	Мастер
3.	Нефтегазоводопроявления или его признаки с выделением сероводорода. Оборудование устья: АПР, КМУ или гидроротор	1. Подать сигнал тревоги		Бурильщик, ст. оператор, машинист	Звуковой сигнал подъёмного агрегата
		2. Покинуть устье скважины	1. Сообщить диспетчеру цеха	Вахта, бурильщик, ст. оператор, диспетчер	Рация в культбудке. Телефон в диспетчерской. Противогазы в культбудке	Руководство цеха. Представитель АВО	Мастер цеха
		3. Надеть противогазы	2. Выполнить мероприятия по герметизации устья в последовательности указанной в ситуации п.2
4.	Нефтегазоводопроявления или его признаки при ведении аварийных работ с установкой ротора на устье	1. Подать сигнал тревоги		Машинист, бурильщик	Звуковой сигнал подъёмного агрегата
			1. Прекратить проведение работ (отвернуть квадрат, уложить на мостки)	Бурильщик
			2. Снять вкладыши	Вахта
			3. Завернуть в муфту экспл. колонны специальный колонный патрубок такого же диаметра, имеющий фланец и отвод с краном	Вахта	Колонный патрубок на мостках
			4. Установить аварийную планшайбу (подвесной фланец) на специальный колонный патрубок	Вахта	Аварийная планшайба (подвесной фланец с краном) на мостках
			5. Сообщить диспетчеру цеха	Бурильщик
			6. Установить постоянное наблюдение за скважиной	Вахта	Рация в культбудке	Руководство цеха, АВО	Мастер, представитель АВО
5.	Открытое фонтанирование	1. Немедленно прекратить все работы, удалить людей в безопасное место		Бурильщик, ст. оператор
			1. Остановить ДВС	Машинист
			2. Сообщить диспетчеру цеха	Бурильщик, ст. оператор	Рация в культбудке	Руководство цеха
				Диспетчер цеха	Телефон в диспетчерской	Гл.инженер предприятия, гл.геолог, представитель АВО,ава-рийно-энергетическая служба	АВО, ВПЧ, Скорая помощь, Аварийная энерго-служба
			3. Отключить эл.энергию в загазованной зоне путём снятия напряжения на фидере или отключённым разъединителем из зоны, где отсутствует загазованность	Диспетчер энергослужбы, аварийная энергослужба	Энергослужба	ЦИТС
			4. Ликвидировать источники возможного загорания (потушить топки, прекратить сварочные работы, запретить курение)	Вахта
		2. Принять меры к оповещению всех соседних производственных объектов, которые могут оказаться в загазованной зоне		Вахта, диспетчер цеха	Рация в культбудке, телефон в диспетчерской
		3. Запретить всякое движение на территории, прилегающей к фонтанирующей скважине (выставить посты и знаки)	5. Принять меры по недопущению растекания нефти и пластовой воды	Вахта	Предупредительные знаки в культбудке
			6. Дальнейшие работы проводить по особому плану после прибытия ответственного руководителя и ответственного исполнителя по ликвидации открытого фонтана	АВО	Противогазы в культбудке
6.	Загорание культбудки	Эвакуация людей	1. Отсоединить кабель подключения культбудки к электропитанию	Бурильщик	Станция управления
			2. Культбудку по возможности отвезти дальше от скважины	Вахта	При наличии спец.техники, бульдозера
			3. Сообщить диспетчеру цеха	Бурильщик, ст. оператор	Средства связи выбрать по ситуации	Руководитель предприятия, цеха	ВПЧ
			4. Приступить к тушению пожара	Вахта	Первичные средства пожаротушения
7.	При обнаружении на территории объекта предмета похожего на взрывное устройство	Не подходить, не трогать, не разводить огонь, не пользоваться сотовыми телефонами, отойти самому и отвести людей на 100м	.1.Сообщить об обнаружении подозрительного предмета 2.Зафиксировать места и время обнаружения 3.По возможности обеспечить охрану подозреваемого предмета	Очевидец		МЧС	АВО

Билет №8

Сероводород - его свойства, воздействие на организм человека, предельно-допустимая концентрация.

Н2S (гидрид серы - сероводород) – бесцветный газ с запахом тухлых яиц и сладковатым вкусом при сильных концентрациях. Плотность по воздуху 1,19. Горит синеватым пламенем с образованием оксида углерода СО и воды Н2О, при недостатке воздуха выпадает сера. Взрывоопасен – пределы от 4,3 до 46 % объёмных. Хорошо растворяется в воде, относится к сильному нервнопаралитическому газу – вызывает смерть от остановки дыхания. Наименьшая концентрация, при которой ощущается запах, составляет 1,4 мг/м³. А при 250 мг/м³ – запаха нет (паралич обоняния нерва).

- 150-230 мг/м³ – через несколько часов легкое отравление;

- 750-1000 мг/м³ – через один час тяжелое отравление;

- свыше 1000 мг/м³ – быстрая смерть.

Н2S (гидрид серы - сероводород) проникает в организм при вдохе, через кожу, ушные раковины.

ПДК:

- 10 мг/м³ – в чистом виде;

- 3 мг/м³ – в смеси с углеводородами;

- 0,008 мг/м³ – для населенных мест.

123456Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: