Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях

1. Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях

2. Раздел №1 ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ О ГНВП И ФОНТАНАХ

3. СОДЕРЖАНИЕ

1.1. Основы промышленной безопасности
1.2. Характеристика газонефтеводопроявлений и
фонтанов
1.3. Причины и признаки возникновения ГНВП и
открытых фонтанов.
1.4. Процесс возникновения ГНВП
1.5. Признаки обнаружения газонефтеводопроявлений

4. 1.1 ОСНОВЫ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»
№116-ФЗ определяет правовые, экономические и социальные основы обеспечения
безопасной эксплуатации опасных производственных объектов и направлен на
предупреждение аварий на опасных производственных объектах и обеспечение готовности
организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, к локализации и
ликвидации последствий указанных аварий.
Промышленная безопасность опасных производственных объектов - состояние
защищенности жизненно важных интересов личности и общества от аварий на опасных
производственных объектах и последствий указанных аварий;
Авария - разрушение сооружений и (или)
технических устройств, применяемых на
опасном производственном объекте,
неконтролируемые взрыв и (или) выброс
опасных веществ;
Инцидент - отказ или повреждение технических
устройств, применяемых на опасном
производственном объекте, отклонение от
установленного режима технологического
процесса;

5. 1.1 ОСНОВЫ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

ТРЕБОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПО ГОТОВНОСТИ К ДЕЙСТВИЯМ
ПО ЛОКАЛИЗАЦИИ И ЛИКВИДАЦИИ ПОСЛЕДСТВИЙ АВАРИЙ НА ОПО.
В целях обеспечения готовности к действиям по локализации и ликвидации
последствий аварии организация, эксплуатирующая опасный производственный
объект обязана :
Планировать и осуществлять мероприятия по локализации и ликвидации последствий
аварий на ОПО
Заключать с профессиональными аварийно-спасательными службами или с
профессиональными аварийно-спасательными формированиями договоры на
обслуживание или создавать собственные профессиональные аварийноспасательные службы или формирования , а также нештатные аварийноспасательные формирования из числа работников ;
Иметь резервы финансовых средств и материальных ресурсов для локализации и
ликвидации последствий аварий в соответствии с законодательством Российской
Федерации
Обучать работников действиям в случае аварии или инцидента на ОПО
Создавать системы наблюдения, оповещения, связи и поддержки в случае аварии и
поддерживать указанные системы в пригодном к использованию состоянии.

6. 1.2 Характеристика проявлений и фонтанов при освоении и ремонте скважин

Газонефтеводопроявление (ГНВП) –это вид осложнения, при котором происходит
поступление флюида ( газ, нефть, вода, или их смесь ) из пласта в ствол скважины, или
через ее устье не предусмотренное технологией работ при ее строительстве, освоении ,
ремонте и эксплуатации, которое можно регулировать или приостанавливать с помощью
противовыбросового оборудования.
Смешанные
(газонефтеводопроявления)
По составу
компонентов
флюида
различают:
нефтеводопрояления
газопроявления
Газопроявления более опасны из-за физических свойств
газа – малой вязкости и плотности.
Газопроявление возникает и переходит в открытый
фонтан значительно быстрее, чем жидкостное, при
закрытии противовыбросового оборудования давление
на устье скважин растет быстрее и достигает значений ,
близких к пластовому давлению

7. Свойства газа, его влияние на возникновение газонефтеводопроявлений

в растворенном состоянии
в виде пузырьков,
относительно жидкости
7
находящихся
в
покое

8. Свойства газа, его влияние на возникновение газонефтеводопроявлений

в виде пузырьков, всплывающих относительно
жидкости (пузырьковый режим всплытия)
в виде пузырей, диаметр которых соизмерим с
диаметром трубы (снарядный режим всплытия)
8

9. Свойства газа, его влияние на возникновение газонефтеводопроявлений

кольцевой режим, когда газ занимает все сечение
затрубного пространства, что характерно для выбросов и
фонтанов
Скорость пузырькового режима всплытия газа равна 300 - 350 м/час.
Скорость снарядного режима всплытия газа равна 600 - 900 м/час.
Формула Бойля-Мариотта для газа:
PV = const, (величина стремится быть постоянной)
9

10. Свойства газа, его влияние на возникновение газонефтеводопроявлений

82,5
10
1200
2550
2700
150 300
300
2700
510
300
330
127,5
105
465
285
1500
60
300
Глубина скважины 3000 м
y = 1,5 г\см3, Рг= 450 кГС\см2
ИЗМЕНЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ В СКВАЖИНЕ ПРИ ВСПЛЫТИИ ПАЧКИ ГАЗА
Р пл = 510
Р заб = 532,5
Р заб = 735
Р заб = 960
G 0 мин
G 30
G 5 час
G 10 час
"

11. 1.2 Характеристика проявлений и фонтанов при освоении и ремонте скважин

Характерные особенности газопроявлений
Наличие газа в скважине ускоряет процесс перехода ГНВП в открытый фонтан
Повышенная опасность газа объясняется:
1.Способность газа быстро менять свой объем и давление в больших пределах, за короткое время
2. Способность газа проникать в ствол скважины и образовывать газовые пачки и способность газовых пачек
всплывать в столбе промывочной жидкости с одновременным расширением и вытеснением жидкости из
скважины, а также способность газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине с сохранением
первоначального пластового давления при закрытом устье скважины газ всплывает к устью со своим
давлением и объемом, при этом давление на устье будет равняться давлению близкому к пластовому. А на
забое давление удваивается.
3.Скорость подъема газовой пачки в десятки раз выше чем нефтяной. Газ в пласте находится в растворенном
состоянии . Поступивший в ствол скважины флюид с растворенным газом поднимается к устью скважины, в
результате происходит снижение давления внутри жидкости, когда его величина достигает давления
насыщения, из флюида выделяется газ и всплывает в виде пузырьков со скоростью 800м/час. Образующиеся
газовые столбики занимают все поперечное сечение ствола скважины, движется со скоростью 600-900м/час, что
приводит к выбросам и открытым фонтанам. Если устье скважины разгерметизировали, объем увеличивается в
десятки – сотни раз, происходит выброс и фонтанирование.
в виде пузырьков, всплывающих
относительно жидкости (пузырьковый
режим всплытия)
в виде пузырей, диаметр которых соизмерим с
диаметром трубы (снарядный режим всплытия)
кольцевой режим, когда газ
занимает все сечение затрубного
пространства, что характерно для
выбросов и фонтанов

12. 1.2 Характеристика проявлений и фонтанов при освоении и ремонте скважин

Характерные особенности нефтепроявлений:
1.Нефтепроявление при прочих равных условиях возникает медленнее, чем газопроявление, давление на устье
в этом случае ниже на величину противодавления, созданного в скважине столбом флюида.
2. Скорость всплытия нефти в промывочной жидкости – 80м/час, поэтому нефтепроявление протекает
медленнее, т.к. нефть имеет определенную величину плотности и вязкости, вследствие этого:
максимально избыточное давление на устье возникает при полном замещении столба промывочной жидкости
пластовым флюидом ( нефтью).
Открытый фонтан - неуправляемое истечение пластового
флюида через устье скважины в результате отсутствия,
разрушения, или негерметичности запорного оборудования,
или грифонообразования.
Бурение и ремонт нефтяных и газовых скважин всегда
сопровождаются потенциальной опасностью выбросов. И даже
при хорошо организованном технологическом процессе
открытые фонтаны все же происходят.
Открытые нефтяные и газовые фонтаны являются наиболее
сложными авариями в нефтяной промышленности. Нередко они
приобретают характер стихийных бедствий, требуют больших
затрат материальных ресурсов, существенно осложняют
деятельность буровых и нефтегазодобывающих предприятий, а
также прилегающих к району аварии объектов промышленности
и населенных пунктов, наносят невосполнимый ущерб
окружающей среде.

13. 1.2 Характеристика проявлений и фонтанов при освоении и ремонте скважин

ОТКРЫТЫЙ ФОНТАН ЛЕГЧЕ ПРЕДУПРЕДИТЬ, ЧЕМ ЛИКВИДИРОВАТЬ
Несмотря на совершенствование противовыбросового оборудования и технологию строительства, ремонта и
эксплуатации скважин, количество открытых фонтанов и убытки от них сокращаются медленно. Чаще всего
причиной этого является отсутствие должного контроля за поведением скважины, при которой невозможно
определить начало ГНВП и своевременно принять меры по его ликвидации, а также неграмотные работы по
глушению проявления.
Каждый открытый фонтан проходит стадии
1.Начало ГНВП, когда в ствол скважины
только начинает поступать флюид из
пласта.
2. Подъем флюида по стволу скважины и
выброс, если устье оказалось
незагерметизированным
Открытый фонтан

14. 1.2 Характеристика проявлений и фонтанов при освоении и ремонте скважин

Нормальная ликвидация проявления может быть только в том случае, если его
обнаружение и герметизация произошли на первом этапе - начале поступления
флюида из пласта т.е. произвести раннее обнаружение начала ГНВП.

15. 1.2 Характеристика проявлений и фонтанов при освоении и ремонте скважин

Грифон-истечение газа, нефти, воды или их сочетания в
результате их миграции по трещинам и каналам из
продуктивных горизонтов за обсадной колонной
скважины на поверхность земли
Выброс- кратковременное, интенсивное вытеснение
из скважины порции бурового раствора энергией
расширяющегося газа

16. 1.3. Причины и признаки возникновения ГНВП и открытых фонтанов

Основные понятия о давлениях в скважине.
Давление Р - МПа, кгс/см 2 Давление определяется как сила, действующая на
единицу площади. Давление в любой точке скважины одинаково во всех
направлениях.
Гидростатическое давление, Pr – Мпа; (кгс/см.кв.).
Гидростатическим давлением принято называть давление, определяемое
весом столба раствора выше рассматриваемого сечения, приходящегося на
единицу площади
Избыточное давление, Риз ,( кгс/см.2)
Избыточное давление (противодавление) есть давление, действующее на
закрытую или открытую (в динамике) систему, определяемое иными, чем
гидростатическое давление, источниками. В нашем случае избыточным давлением
в закрытой при ГНВП скважине будет давление в бурильных трубах и колонне.
Избыточное давление в бурильных трубах-это давление на стояке при закрытой
скважине без циркуляции
Избыточное давление в обсадной колонне - это давление в затрубном
(кольцевом) пространстве на устье закрытой скважины при отсутствии
циркуляции.

17. 1.3.Причины и признаки возникновения ГНВП и открытых фонтанов

Основные понятия о давлениях в скважине.
Пластовое давление, Рпл ( кгс/см.2) - есть давление флюида в
рассматриваемом пласте. Пластовое давление равно гидростатическому
давлению столба бурового раствора в бурильных трубах плюс избыточное
при закрытой скважине.
Нормальным пластовым давлением считается давление равное
гидростатическому давлению столба воды на глубине залегания пласта.
Пластовое давление выше на 30 % давления столба воды называется
аномально высоким пластовым давлением.
Пластовое давление ниже давления столба воды называется аномально
низким пластовым давлением.
Забойное давление есть общее давление на забое скважины (или под
долотом) в любых условиях
Рзаб=Рг+Рг.ск+Риз
Забойное давление в скважине во всех случаях зависит от величины гидростатического давления
промывочной жидкости заполняющего скважину и дополнительных репрессий вызванных
проводимыми на скважине работами (или простоями). ПБ в НГП требуют, чтобы гидростатическое
давление (Ргст) превышало пластовое (Рпл) в следующих размерах: для скважин с глубиной до
1200м Р=10% от Рпл, но не более 1,5Мпа; для скважин с глубиной более 1200м Р=5% от Рпл, но не
более 3,0Мпа Главным условием начала ГНВП является превышение пластового
давления вскрытого горизонта над забойным давлением
Рпл>Рзаб.

18. Условия и причины возникновения ГНВП

Основное условие начала газонефтеводопроявления превышение пластового давления над забойным
Рпл > Рзаб

19. 1.3. Причины и признаки возникновения ГНВП и открытых фонтанов

ПРИЧИНЫ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ГНВП
Основными причинами приводящими к снижению забойного давления при ремонте
скважин являются
недостаточная плотность раствора вследствие ошибки при составлении плана работ
или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего,
капитального ремонта и освоения скважин
недопив скважины при спуско-подъемных операциях.
поглощение жидкости, находящейся в скважине
глушение скважины перед началом работ неполным объемом;
уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет
поступления газа из пласта
нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин
длительные простои скважины без промывки.
наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с
большим количеством растворенного газа значительно увеличивают опасность
возникновения газонефтеводопроявлений. даже если пластовое давление ниже
гидростатического

20. 1.4. Процесс возникновения ГНВП

Рассмотрим процесс возникновения ГНВП при подъеме НКТ
При подъеме НКТ с повышенной скоростью, особенно, если на конце НКТ находится насос или
ремонтный инструмент, забойное давление резко падает, и на короткое время становится
меньше пластового. Это происходит потому, что вместе с колонной НКТ из-за сил трения
жидкость в кольцевом пространстве скважины на короткое время делает рывок верх.
В этот момент из пласта в скважину поступает часть флюида, плотность которой значительно ниже
промывочной жидкости и забойное давление постепенно снижается, и становится меньше
пластового, что вызывает интенсивное поступление флюида в скважину.

21. 1.4. Процесс возникновения ГНВП

По мере его поднятия к устью давление во флюиде становится меньше чем давление
насыщения, что способствует выделению газа
Газовая
пачка
Газовая пачка
Газ образовывает пачку, которая поднимается к устью скважины. Нижняя граница газовой
пачки поднимается с постоянным ускорением, а верхняя с квадратичным ускорением от
скорости подъема нижней границы пачки.
Если поднимать НКТ с разрешенной скоростью, но при этом не осуществлять долива
жидкости в скважину, то с каждой поднятой трубой уровень жидкости глушения в скважине будет
падать на величину объема поднятого металла. Постепенно уровень в скважине снижается.
Забойное давление в скважине падает за счет снижения гидростатического давления и в какойто момент Рзаб. становится меньше Рпл. Происходит тоже самое что и при подъеме НКТ с
большой скоростью

22. 1.4. Процесс возникновения ГНВП

При открытой скважине пачка газа поднимаясь
к устью и одновременно расширяясь
выбрасывает, находящуюся над ней жидкость.
Одновременно на забое резко падает
давление и в скважину поступает очередная
порция флюида и начинает свое движение
вверх.
В
случае
если
устье
скважины
загерметизировано, опасность газа заключается
в способности газовой пачки к всплытию,
сохраняя пластовое давление. Когда газовая
пачка поднимется к устью, забойное давление
увеличивается на величину 2 пластовых
давлений ( давление в газовой пачке плюс
давление гидростатическое давление столба
жидкости).

23. 1.4. Процесс возникновения ГНВП

Снижение забойного давления ниже пластового приводит и
интенсивному поступлению флюида и газа в скважину, образованию
новых газовых пачек и новому росту давления на устье скважины.
Если не применять меры по снижению давления на устье, ввиду
того , что давление опрессовки эксплуатационной колонны,
зачастую ниже пластового давления, может наступить разрушение
эксплуатационной колонны, срыв устьевого оборудования и переход
ГНВП в открытый фонтан
Такое повышение давления может
разрушить скважину, привести к
гидроразрыву пласта или вызвать
катастрофическое поглощение
пластом жидкости глушения и как
следствие - фонтан
Как видно из выше изложенного, неконтролируемое всплытие
газа в скважине может привести к катастрофическим
последствиям

24. 1.4. Процесс возникновения ГНВП

Основная мера по предупреждению разрушения эксплуатационной колонны - это
наблюдение за ростом давления в кольцевом пространстве после герметизации
устья скважины.
Для этого необходимо снятие показаний затрубного
манометра через каждые 10 мин. С фиксацией этих
показаний в вахтовом журнале.
При достижении давления равного 80 % от
давления опрессовки эксплуатационной
колонны, производится разрядка газа из
затрубного пространства постепенным
закрытием затрубной задвижки по 3-4
атмосферы. После разрядки скважины
наблюдение за ростом давления в кольцевом
пространстве продолжается т.к. может
подойти следующая пачка газа. Наблюдение
ведется до начала глушения скважины.

25. 1.4. Процесс возникновения ГНВП

Рассмотрим причины поступления флюида в ствол скважины когда забойное
давление превышает пластовое
Если скважина заглушена, т.е. Рзаб. >Pпл. , то это не дает
нам гарантии, что ГНВП не будет. Дело в том, что в силу
различных физических процессов ( капиллярные
перемещения, диффузия, осмос, гравитационное
взаимодействие), в скважине постоянно идет процесс
замещения жидкости глушения, флюидом, т.е. жидкость
глушения через перфорационные отверстия проникает в
пласт, а флюид, плотность которого меньше плотности
глушения, через те же отверстия проникает в ствол
скважины и этот процесс идет постоянно. Чем дольше
скважина находится без промывки, тем больше флюида
попадает на забой скважины, уменьшая гидростатическое
давление и в какой то момент забойное давление может
стать меньше пластового, что приведет к ГНВП .

26. 1.5. Признаки обнаружения газонефтеводопроявлений

К ранним признакам ГНВП относят :
Перелив жидкости из
скважины при
неработающих насосах
Увеличение объем
промывочной жидкости в
приемных емкостях при
бурении или промывке
скважины
Увеличение
скорости потока
промывочной
жидкости из
скважины при
неизменной подаче
насоса
Уменьшение по
сравнению с
расчетным объема
доливаемой
жидкости при
подъеме труб
Увеличение
объема
вытесняемой из
скважины жидкости
при спуске труб по
сравнению с
расчетным
Снижение уровня
столба жидкости
глушения в
скважине при
технологических
остановках или
простоям.

27.

Раннее обнаружение
газонефтеводопроявления
Косвенные признаки ГНВП:
Повышенное газосодержание в растворе.
Появление пузырьков газа в жидкости долива.
Увеличение скорости при СПО.
Появление сифона при СПО.
Требования безопасности:
оперативный контроль за объемами раствора в активных емкостях;
оперативный контроль за доливаемым (вытесняемым) объемом раствора во время
СПО;
ограничение скорости спуска (подъема) инструмента во время СПО для
предотвращения поршневания (свабирования);
промывка до полного выравнивания параметров раствора (не менее одного цикла);
соблюдение регламента промежуточных промывок.
Всегда надо перепроверять на прямые признаки!
27
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"

28.

Раннее обнаружение
газонефтеводопроявления
Прямые признаки газонефтеводопроявлений:
В процессе циркуляции:
Увеличение объёма жидкости на выходе из скважины.
Повышение уровня раствора в приёмных емкостях.
Изменение давления на насосе.
В процессе СПО:
Объём доливаемого раствора меньше объёма поднятых труб.
Объём раствора, выходящего из скважины, больше объёма
спущенных труб.
В отсутствии циркуляции и движения колонны труб:
Течение раствора по жёлобу.
Перелив через трубы после тщательной промывки и удаление
флюида из скважины.

29. 1.5. Признаки обнаружения газонефтеводопроявлений

30. 1.5. Признаки обнаружения газонефтеводопроявлений

К техническим средствам и приборам раннего обнаружения ГНВП при
ремонте скважин относятся
Уровнемеры различных
конструкций и градуированная шкала на технологических емкостях.
Расходомеры или приборы
для определения скорости
потока различных
конструкций
приборы для
определения
изменения
давления манометры
Прибор для
определения
плотности
жидкости
технические
ареометры
Датчики наличия
газа в буровом
растворе или в
скважинной
жидкости

31. 1.5. Признаки обнаружения газонефтеводопроявлений

Признаки позднего обнаружения
(проявления с выходом флюида на устье скважины)
Выброс нефти или газа на устье
«Кипение» раствора на устье»
Запах газа или нефти
Визуальное наблюдение газовой пачки
Постоянное падение плотности раствора на выходе
циркуляции
Резкое повышение вязкости («пухлый раствор»)
Резкое повышение содержания газа в растворе по
показаниям газокаротажной станции
Резкое повышение температуры раствора

32. Причины перехода газонефтеводопроявлений в открытые фонтаны

недостаточная обученность персонала бригад освоения, испытания,
ремонта скважин и специалистов предприятия приёмам и методам
предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений;
отсутствие,
неисправность,
низкое
качество
монтажа
противовыбросового оборудования (ПВО) на устье скважины;
неправильная эксплуатация ПВО;
некачественное цементирование обсадных колонн;
несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям
и требованиям «Правил безопасности в нефтяной и газовой
промышленности.
отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных
или бурильных труб;
недостаточная дегазация раствора при газонефтепроявлении;
несвоевременность
обнаружения
возникновения
газонефтеводопроявлений;
низкая производственная дисциплина.

33. СТАДИИ КОНТРОЛЯ СКВАЖИНЫ

Контроль за скважиной должен включать три стадии (линии)
защиты от возникновения открытых фонтанов:
первая линия защиты – предотвращение притока пластового флюида
в скважину за счёт поддержания достаточного гидростатического
давления столба жидкости;
вторая линия защиты – предотвращение поступления пластового
флюида в скважину за счёт использования гидростатического
давления столба жидкости и противовыбросового оборудования;
третья линия защиты (защита от открытого фонтана) – ликвидация
газонефтеводопроявлений стандартными методами и обеспечение
возможности возобновления первой линии защиты.

34. Раздел №2 Устьевое противовыбросовое оборудование

35. Содержание

2.1. Оборудование устья скважины при строительстве
эксплуатации, ремонте и геофизических исследованиях .
2.2. Безопасная эксплуатация противовыбросового
оборудования
2.3.Схемы обвязки устья скважины

36.

КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИН ПО СТЕПЕНИ ОПАСНОСТИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ
ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
Первая категория:
газовые скважины, независимо от величины пластового давления;
нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности;
нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через
нарушения колонны или в результате заколонных перетоков;
нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные между
собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью
разделяющей перемычки менее 3 метров, а также находящиеся от
внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе
нефтяные скважины с газовым фактором, превышающим 100 м3/т;
водонагнетательные скважины на участке водогазового воздействия;
все скважины с отсутствием циркуляции;
разведочные скважины;
нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом;
нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше
гидростатического более чем на 10 % .

37.

КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИН ПО СТЕПЕНИ ОПАСНОСТИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ
ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
Вторая категория :
нефтяные скважины, в которых пластовое давление превышает гидростатическое
не более чем на 10 % и газовый фактор менее 100 м3/т;
нагнетательные скважины с пластовым давлением, превышающим гидростатическое
не более чем на 10 %.
Категория скважины и степень опасности должна указываться ответственным за
составление (геолог, технолог ЦДНГ) в плане – заказе, плане работ.
Третья категория :
нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического;
скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых в
зоне закачки равно или ниже гидростатического;
прочие скважины (водозаборные, артезианские, поглощающие и т.д.).
Категория скважины, подлежащей освоению, текущему или капитальному ремонту,
определяется геологической службой Заказчика, и уточняется на момент составления
плана работ (плана - заказа).
37
ОАО "Томскнефть" ВНК "Учебный центр"

38. 2.1. Устьевое противовыбросовое оборудование

По степени опасности ГНВП скважины делятся на три категории. В зависимости
от категории скважины выбирается устьевое противовыбросовое оборудование
Устьевое оборудование - это комплекс оборудования, предназначенного для
обвязки обсадных колонн, герметизации устья скважины при возникновении
проявлений в процессе бурения, капитального ремонта, герметизации устья и
регулирования режима работы скважины в процессе ее эксплуатации.
Условно все устьевое оборудование делят на оборудование, применяемое
при бурении скважины и при ее эксплуатации
В состав устьевого оборудования входят:
Колонная головка
крестовина
колонная головка;
противовыбросовое оборудование, состоящее из следующих
основных узлов: крестовины, превенторов, надпревенторной
катушки, разъемного желоба, манифольда, гидроуправления
превенторами и задвижками, ручных приводов.
В состав эксплуатационного устьевого оборудования входит:
фонтанная арматура; манифольд фонтанной арматуры;
приспособление для замены задвижек под давлением; лубрикатор,
применяемый при исследованиях скважин; комплект задвижек,
переводников и других деталей, необходимых для монтажа и
обвязки устьевого оборудования.

39. 2.1. Устьевое противовыбросовое оборудование

Назначение: для герметизации устья н/г скважин при их строительстве, освоении и ремонте с
целью предупреждения выбросов и фонтанов.
Комплекс ПВО обеспечивает:
герметизацию скважины, включающую закрывание
и открывание плашек (уплотнителя) без давления и
под давлением;
превентор
спуск и подъем колонны бурильных труб при
герметизированном устье, включая протаскивание
замковых соединений, расхаживание труб,
подвешивание колонны труб на плашки и
удержание ее в скважине плашками при выбросе;
циркуляцию бурового раствора с созданием
регулируемого противодавления на забой и его
дегазацию;
оперативное управление гидроприводными
составными частями оборудования.
задвижки
Конструкция колонной головки, фонтанной арматуры, схемы их
обвязки должна обеспечить оптимальные режимы работы скважины,
герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства,
возможность технологических операций на скважине, глубинных
исследований, отбора проб, контроля устьевого давления и температуры.

40. 2.1. Устьевое противовыбросовое оборудование

Превентор - это техническое средство предназначенное для герметизации устья скважины.
Превенторы бывают: плашечные с глухими и трубными плашками; плашечные со срезными плашками;
• универсальные; вращающиеся.
ПРОВЕРКА РАБОТОСПОСОБНОСТИ
ПРЕВЕНТОРОВ
Периодически производят проверку ПВО путем
открытия-закрытия и записью в «Журнале
технического состояния ПВО»:
1. При нормальной работе 1 раз в неделю
2. В режиме оперативной готовности перед каждым СПО

41. 2.1. Устьевое противовыбросовое оборудование

Для проведения геофизических работ в
скважинах под
давлением в комплект
наземного оборудования должны входить
лубрикаторные устройства, испытанные на
давление, ожидаемое на устье скважины.
При проведении
прострелочно-взрывных
работ, устье скважины
оборудуется превентором с
глухими плашками для
герметизации .
Гидравлические испытания
лубрикаторов на рабочее
давление должны проводиться
не реже одного раза в шесть
месяцев.

42. 2.1. Устьевое противовыбросовое оборудование

Насосно-компрессорные трубы герметизируются при помощи
шарового крана, который как правило устанавливается на
специальную или как ее называют «аварийную трубу». Аварийная
труба состоит и подвесного патрубка, на нижнюю часть которого при
необходимости наворачивают переводник с резьбой под размер
спускаемых НКТ.
На верхнюю часть наворачивается шаровой кран, на который
устанавливается подъемный патрубок, и на него наворачивается
гайка БРС для монтажа линии глушения скважины, после ее
герметизации.
В положении на «готове»
шаровой кран аварийной
трубы должен быть в
открытом состоянии.
Шаровый кран
На устье скважины должны иметься
переводники для всех размеров НКТ,
входящих в подвеску скважины для
герметизации устья скважины
превентором
Средства противовыбросового
оборудования должны опрессовываться
на рабочее давление на базе не реже чем
1 раз в 6 месяцев

43. 2.1. Устьевое противовыбросовое оборудование

После установки и опрессовки устьевого противовыбросового
оборудования,
устанавливается
линия
глушения
и
дросселирования. Затем
эти линии опрессовываются на 50
атмосфер если рабочее давление ПВО до 210атмосфер и на 100
атмосфер, если рабочее давление ПВО свыше 210ат
Линия дросселирования и
глушения после конечных
задвижек опрессовываются
только на устье, после
окончания монтажа.
Результат испытаний
оформляется актом
После монтажа до разбуривания цементного стакана, превенторная
установка до концевых задвижек манифольдов высокого давления, должна
быть опрессована водой или инертным газом на давление опрессовки
обсадной колонны, указанная в рабочем проекте.
Опрессовка считается успешной, если
давление после 30 минутной выдержки
упадет не более чем на 5 атмосфер

44. 2.1. Устьевое противовыбросовое оборудование

Штурвалы ручного управления превентором соединяются с
валом привода плашек превентора при помощи тяг удлинителей
Штурвалы ручного привода закрываются
отбойным щитом с уклоном навеса в
сторону от скважины.
10м
На отбойном щите ручного управления
должны быть нанесены:
стрелки направления вращения
штурвалов открыто-закрыто ;
количество оборотов, необходимых
для полного закрытия превентора;
Метки полного закрытия превентора на
штурвале и щите

45. 2.2. Безопасная эксплуатация противовыбросового оборудования

Для управления превенторами и гидравлическими задвижками устанавливаются пульты управления
основные
на расстоянии не менее 10 м от
устья скважины в удобном и
безопасном месте
вспомогательные
непосредственно возле пульта бурильщика. Он включается в режим оперативной
готовности перед вскрытием продуктивных и газонефтеводопроявляющихся пластов
Маслопроводы системы гидроуправления ПВО должны быть опрессованны, согласно
инструкции по эксплуатации, быть герметичными и защищены от возможных
повреждений;
Пульты управления должны иметь специальные места для подсоединения заземления;
В конструкции пульта управления должна быть предусмотрена звуковая или световая
сигнализация при падении уровня рабочей жидкости в баке ниже допустимого;
В системе гидравлического управления должна быть обеспечена возможность выпуска
воздуха.
Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов должны быть установлены в
легкодоступном месте, иметь взрывобезопасное освещение и укрытие.
На задвижке перед дросселем должна быть закреплена табличка с указанием
допустимого давления для устья скважины, допустимого давления для самого слабого
участка скважины и плотности раствора, по которой это давление определено.
Глухие плашки устанавливают в нижнем превенторе, когда в сборке отсутствует
превентор со срезающими плашками.
Для беспрепятственного доступа обслуживающего персонала к установленному на
устье противовыбросовому оборудованию под буровой должен быть сделан твердый
настил.

46. 2.3. Схемы обвязки устья скважины

Работы по освоению и испытанию скважины могут быть начаты при обеспечении
условия, что устье с фонтанной арматурой или превенторной установкой и выкидной линии
оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой и опрессованы на
давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны.
Схемы обвязки противововыбросового оборудования в зависимости от категории
скважины и вида проводимых работ разрабатываются предприятием по ремонту скважин
Согласно ГОСТ-13862-90 устанавливаются 10 типовых схем обвязки устья
Схемы 1-2 с ручным приводом
Схемы 3-10 с гидравлическим приводом
Типовые схемы устанавливают
минимальное количество
необходимых составных частей
превенторного блока и манифольда,
которые могут дополняться в
зависимости от конкретных условий
строящейся или ремонтируемой
скважины.

47. 2.3. Схемы обвязки устья скважины

Монтаж противовыбросового оборудования должен производится в соответствии со схемой
обвязки устья скважины, указанной в плане работ. Следует убедиться в отсутствии
избыточного давления в трубном и межтрубном пространствах скважины.
Схема №1 применяется при работе на скважинах
с пластовым давлением не превышающим
гидростатического
1- Колонная головка
2- крестовина
6- устьевой герметизатор устья
10-Коренная задвижка
А-Подъемный патрубок,
Б- Шаровой кран
В- Дистанционный патрубок
Г-Герметизирующая муфта
Д-Переводник

48. 2.3. Схемы обвязки устья скважины

Схема №2 применяется при работе на
скважинах с пластовым давлением равным и
превышающим гидростатическое
Схема №3 применяется при перфорации, воздействии на
пласт ПГД, геофизических работах, при работе на
скважинах с газовым фактором более 200м3/м3
1- Колонная головка, 2- крестовина, 3- превентор с глухими плашками, 4- превентор плашечный
трубный, 5- дистанционное управление, 6- устьевой герметизатор устья,
7- автоматический ключ (ротор), 8- запорная компоновка к УГУ-2, 9-запорная компоновка к плашечному
превентору, 10-Коренная задвижка, 11- заглушка, 12- манометр, 1- кран манометра, А-Подъемный
патрубок, Б- Шаровой кран, В- Дистанционный патрубок, Г-Герметизирующая муфта, Д-Переводник

49. 2.3. Схемы обвязки устья скважины

50. Раздел 3. Мероприятия по предупреждению ГНВП и переходу их в открытые фонтаны

51. Содержание

3.1. Действия геофизической партии перед
началом проведения ГИС
3.2. Содержание плана ликвидации аварий
3.3. Действия геофизических партий при ГНВП

52. 3.1. Действия геофизической партии перед началом проведения ГИС

К руководству и ведению работ по бурению, освоению, ремонту, реконструкции, консервации и ликвидации
скважин, ведению геофизических работ в скважинах допускаются лица, имеющие профессиональное
образование, соответствующее занимаемой должности, и аттестованные в области промышленной
безопасности.
Работники, осуществляющие непосредственное руководство и ведение геофизических работ на скважинах,
раз в 2 года должны проходить проверку знаний по контролю и управлению скважиной при ГНВП
Проведение учебно-тренировочных занятий по сигналу «Выброс» является основной формой практического
обучения рабочих бригад текущего, капитального ремонта и испытания скважин первоочередным действиям
при ГНВП. Периодичность проведения учебных тревог по сигналу «Выброс» не реже 1 раза в квартал
с каждой геофизической партией.
В геофизических партиях должны быть следующие документы:
схема обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием;
инструкция по монтажу и эксплуатации ПВО при текущем, капитальном ремонте и освоении
(испытании) скважин:
инструкция по предупреждению возникновения ГНВП
действия производственного персонала партии ГИРС по локализации и ликвидации аварий.
журнал учета проведения учебно-тренировочных занятий
журнал «Контроль замера газовоздушной среды»
паспорт (копия) на ПВО
карты места отбора проб вредных и взрывоопасных веществ, которые могут выделяться при
ведении ГИРС на скважине
акт опрессовки ПВО в условиях механических мастерской

53. 3.1. Действия геофизической партии перед началом проведения ГИС

Работы по испытанию скважин могут быть начаты при обеспечении
следующих условий :
Эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и
противовыбросовым оборудованием, герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины;
Устье с превенторной установкой, манифольдный блок и выкидные линии оборудованы и обвязаны в
соответствии с утвержденной схемой;
Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на величину пробного
давления, а после установки – на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны.
Результаты опрессовки оформляются актом.
Устье скважины перед прострелочно-взрывными работами в эксплуатационной колонне должно быть оснащено
противовыбросовым оборудованием по утвержденной схеме и согласованной с противофонтанной службой, а
скважина заполнена промывочной жидкостью с плотностью, определенной планом работ
Проводится инструктаж по безопасному ведению работ составу геофизической партии
Заказчиком. Начальник геофизической партии проводит инструктаж бригаде
буровой/КРС с записью в журнале инструктажей для сторонних организаций.
Начальник партии совместно с мастером буровым/ КРС проверяет
подготовленность бурящейся либо действующей скважины к
исследованиям и работам согласно техническим условиям на их
подготовку для проведения ГИС и подписывает акт о готовности
скважины к проведению исследований и работ, в котором должно
быть указано пластовое давление, параметры бурового раствора,
время безопасного проведения ГИС без промывки скважины и дата
испытания ПВО;

54. 3.2. СОДЕРЖАНИЕ ПЛАНА ЛИКВИДАЦИИ АВАРИИ

На каждую скважину с возможностью возникновения ГНВП или открытого фонтана
Заказчиком составляется план ликвидации аварий, содержащий:
виды возможных аварий на данном объекте, мероприятия по спасению людей, ответственных за выполнение
этих мероприятий, и конкретных исполнителей, места нахождения средств для спасения людей и ликвидации
аварий;
распределение обязанностей между работниками, участвующими в ликвидации газонефтеводопроявлений;
список должностных лиц и учреждений, которые должны быть немедленно извещены об аварии;
списки инструментов, средств индивидуальной защиты, материалов, находящихся в установленных местах
хранения, с указанием их количества и основных характеристик;
способы оповещения об аварии (сирена, световая сигнализация, громкоговорящая связь и др.), пути выхода
людей из опасных мест и участков;
необходимость и последовательность выключения электроэнергии, остановки оборудования, аппаратов,
перекрытия источников поступления вредных и пожароопасных веществ;
первоочередные действия производственного персонала при появлении признаков ГНВП, порядок проведения
штатных операций по предупреждению развития аварии.
По прибытию на скважину персонал геофизической партии перед началом проведения работ на
скважине должен быть ознакомлен с планом ликвидации аварий под роспись
План ликвидации аварий должен быть вывешен на видном месте, доступном каждому
работнику

55. 3.2. СОДЕРЖАНИЕ ПЛАНА ЛИКВИДАЦИИ АВАРИИ

ПРИМЕЧАНИЯ К ПЛАС
Во всех случаях возникновения открытых фонтанов, создается оперативный штаб, дальнейшие
работы ведутся по специально разработанному плану.
При всех видах ГНВП необходимо отключить электроэнергию,
удалить прочие источники воспламенения, при нахождении других лиц
на кустовой площадке оповестить о случившейся аварийной ситуации,
оказать первую помощь пострадавшим (если таковые имеются),
огородить территорию, вывод всех людей и техники из опасной зоны
используя безопасные пути для эвакуации, не допускать посторонних
лиц и технику в опасную зону.
При всех видах ГНВП необходимо по возможности заглушить
двигатели внутреннего сгорания, в случае угрозы для жизни
и здоровья немедленно эвакуироваться в безопасное место,
запретить движение транспорта и проход людей на
прилегающих к скважине дорогах, прекратить курение и
разведение
открытого
огня,
запретить
пользование
инструментом, создающим искрообразование в загазованной
зоне, выставить посты и предупредительные знаки.

56. 3.3. Действие геофизической партии при ГНВП при проведении работ в открытом стволе

Опоз.
признаки
аварии
Способы
локализации и
ликвидации
Порядок действий персонала
Перелив
жидкости
из устья
скважины
1. Извлечь прибор с
последующим
закрытием превентора.
2. При невозможности
извлечения прибора,
перерезать
геофизический кабель
устройством для рубки
кабеля около лебедки
ПКС, с последующим
закрытием превентора.
Состав партии
1. Первый заметивший ГНВП немедленно сообщает начальнику партии.
Начальник партии
1. Оповещает всех работников сигналом «Выброс!».
2. Дает команду машинисту ПКС на подъем/спуск геофизических приборов из скважины.
3. Извещает о ГНВП бурового мастера(бурильщика)
4. Осуществляет контроль за признаками ГНВП.
5. При невозможности извлечь геофизический кабель и приборы:
- даёт команду на устранение людей из опасной зоны;
- даёт команду на рубку геофизического кабеля;
- даёт команду на закрытие превентора представителю Заказчика.
6. Отключает все электропитание ПКС.
7. Убедившись в выполнении мероприятий, даёт команду составу партии покинуть территорию скважины и
покидает её сам.
8. Сообщает информацию согласно схемам и списка оповещения должностных лиц.
Машинист подъемника каротажной станции
1. Готовит приспособление для рубки кабеля около лебедки ПКС.
2. Ожидает подъем геофизического прибора на устье скважины.
3. В случае переливающего потока жидкости и невозможности извлечения геофизического кабеля и приборов из
скважины, покидает устье скважины.
4. По команде начальника партии, при невозможности извлечения геофизического кабеля и приборов из скважины,
убедившись в полной разгрузке кабеля (визуально кабель лежит на земле и мостках) и в отсутствии людей на пути
движения геофизического кабеля, перерубает геофизический кабель около лебедки ПКС.
Машинист подъемника каротажной станции
1. Прекращает работы (останавливает подъём/спуск геофизического кабеля).
2. По команде начальника партии, при отсутствии интенсивного выхода флюида из скважины и наличии
беспрепятственного движения геофизического кабеля, производит подъём геофизической компоновки до полного
выхода из скважины.
3. По команде начальника партии, при невозможности извлечения кабеля и прибора, спускает прибор с кабелем на
забой, полностью разгружает кабель (визуально кабель должен лежать на земле и мостках).
4. По команде начальника партии перегоняет ПКС на безопасное расстояние.
Состав партии
1. Начальник партии совместно с машинистом перемещают извлеченное оборудование в каротажный подъёмник.
2. Немедленно удаляются за пределы к месту сбора, указанного буровым мастером.

57. 3.3. Действие геофизической партии при ГНВП при проведении работ в бурильных трубах

Опоз.
признаки
аварии
Способы
локализации и
ликвидации
Порядок действий персонала
Перелив
жидкости из
трещин на
теле
колонны,
находящейс
я на
поверхности
при
производств
е работ под
давлением
1. Извлечь прибор с
последующим
закрытием
центральной
задвижки.
2. При
невозможности
извлечения прибора,
перерезать
геофизический
кабель устройством
для рубки кабеля
около лебедки ПКС,
с последующим
закрытием
центральной
задвижки
Первый заметивший оповещает всех работников сигналом «Выброс».
Начальник партии
1. Оценивает ситуацию и возможность извлечения геофизического кабеля и приборов из
скважины.
2. При невозможности извлечь геофизический кабель и приборы:
- дает команду на спуск/подъем геофизического кабеля и приборов;
- даёт команду на рубку геофизического кабеля;
- даёт команду на закрытие центральной задвижки представителю Заказчика.
3. Отключает или перерубает силовой кабель;
4. Убедившись в выполнении мероприятий, даёт команду составу партии покинуть территорию
скважины и покидает её сам.
5. Сообщает информацию согласно схемам и списка оповещения должностных лиц.
Машинист подъемника каротажной станции
Прекращает работы (останавливает подъём/спуск геофизического кабеля).
По команде начальника партии, при отсутствии интенсивного выхода флюида из скважины и
наличии беспрепятственного движения геофизического кабеля, производит подъём геофизической
компоновки до полного выхода из скважины.
По команде начальника партии, спускает прибор с кабелем на забой, полностью разгружает кабель
(визуально кабель должен лежать на земле и мостках) и отрубает геофизический кабель около
лебедки ПКС.
По команде начальника партии перегоняет ПКС на безопасное расстояние
Машинист подъемника каротажной станции
По команде начальника партии, при невозможности извлечения геофизического кабеля и приборов
из скважины, убедившись в полной разгрузке кабеля (визуально кабель лежит на земле и мостках)
и в отсутствии людей на пути движения геофизического кабеля, отрубает геофизический кабель
около лебедки ПКС.
По команде начальника партии, при отсутствии представителя Заказчика и угрозы жизни,
закрывает центральную задвижку ФА. Покидает территорию скважины.
Состав партии
Начальник партии совместно с машинистом перемещают извлеченное оборудование в
каротажный подъёмник.
Немедленно удаляются за пределы к месту сбора, указанного буровым мастером

58. 3.3. Действия геофизической партии при открытом фонтанировании на бурящийся скважине

ОПО.
признаки
аварии
Способы
локализации и
ликвидации
Открытое
фонтаниров
ание
скважины
1. Извлечь прибор с
последующим
закрытием
центральной задвижки.
2. При невозможности
извлечения прибора,
спустить прибор на
забой,
разгрузить кабель и
перерезать
устройством
для рубки кабеля, с
последующим
закрытием
центральной задвижки
Порядок действий персонала
Первый заметивший оповещает всех работников сигналом «Выброс».
Начальник партии
1. При невозможности извлечь геофизический кабель и ПВА:
дает команду на спуск/подъем геофизического кабеля и ПВА;
даёт команду на устранение людей из опасной зоны;
даёт команду на рубку геофизического кабеля;
даёт команду на закрытие центральной задвижки представителю Заказчика.
2. При невозможности перегона ПКС на безопасное расстояние:
дает команду на глушение ПКС, отключает все электропитание в ПКС;
даёт команду составу партии покинуть территорию скважины и покидает её сам.
3. Сообщает информацию согласно схемам и списка оповещения должностных лиц.
Машинист подъемника каротажной станции
Прекращает работы (останавливает подъём/спуск геофизического кабеля).
По команде начальника партии перегоняет ПКС на безопасное расстояние.
По команде начальника партии, при невозможности перегона ПКС на безопасное
расстояние, глушит двигатель внутреннего сгорания на спецтехнике.
Покидает территорию скважины на безопасное расстояние.
Машинист подъемника каротажной станции
1. По команде начальника партии, убедившись в отсутствии людей на пути движения
геофизического кабеля, отрубает геофизический кабель около лебедки ПКС2. Покидает
территорию скважины на безопасное расстояние.
Состав партии
Прекращает все работы в опасной зоне и немедленно удаляется за ее пределы к месту
сбора, указанного буровым мастером.
При возможном перемещении загазованности на другие объекты или населенные пункты,
принять меры по своевременному оповещению работников и населения

59. 3.3. Действие геофизической партии при ГНВП при проведении ПВР на кабеле

Опоз.
признаки
аварии
Способы
локализации и
ликвидации
Порядок действий персонала
Перелив
жидкости из
трещин на
теле
колонны,
находящейс
я на
поверхности
1. Извлечь ПВА с
последующим закрытием
центральной задвижки
2. При невозможности
извлечения снаряженного
ПВА, спустить прибор на
забой, разгрузить, кабель
перерезать устройством
для рубки кабеля, с
последующим закрытием
центральной задвижки
3. При невозможности
извлечения отстрелянного
ПВА, уперев ПВА в
устьевой герметизатор,
натяжением лебедки ПКС
до выхода кабеля из
заделки кабельного
наконечника извлечь
кабель из скважины, с
последующим закрытием
центральной задвижки.
Состав партии
1. Первый заметивший оповещает всех работников сигналом «Выброс».
Начальник партии
Оценивает ситуацию и возможность извлечения геофизического кабеля и ПВА из скважины.
Производит отключение электровзрывной сети от источника питания, выполняет изолирование концов
проводов.
При невозможности извлечь геофизический кабель и ПВА:
дает команду на спуск/подъем геофизического кабеля и ПВА;
даёт команду на устранение людей из опасной зоны;
даёт команду на рубку геофизического кабеля;
даёт команду на закрытие центральной задвижки представителю Заказчика.
Отключает или перерубает силовой кабель;
Убедившись в выполнении мероприятий, даёт команду составу партии покинуть территорию скважины и
покидает её сам.
Сообщает информацию согласно схемам и списка оповещения должностных лиц.
Каротажник (взрывник)
Ожидает подъем ПВА на устье скважины. По команде начальника партии, при невозможности извлечения
геофизического кабеля и ПВА из скважины, убедившись в полной разгрузке кабеля (визуально кабель
лежит на земле и мостках) и в отсутствии людей на пути движения геофизического кабеля, отрубает
геофизический кабель около лебедки ПКС. Закрывает на замок ЛПС с неиспользованными
перфорационными зарядами. Покидает территорию скважины на безопасное расстояние.
Машинист подъемника каротажной станции
Осуществляет подъем кабеля с ПВА лебедкой ПКС.
В случае невозможности извлечения отстрелянного ПВА, убедившись в отсутствии людей в зоне
следования кабеля, производит поэтапное натяжение кабеля лебедкой ПКС до выхода из кабельного
наконечника.
В случае невозможности извлечения снаряженного ПВА, производит спуск кабеля и ПВА на забой,
разгружает кабель (визуально кабель лежит на земле и мостках);
По команде начальника партии перегоняет ПКС на безопасное расстояние.
Состав партии
Начальник партии совместно с каротажником перемещают извлеченную ПВА в ЛПС.
По команде начальника партии перегоняют ПКС и ЛПС на безопасное расстояние.
Немедленно удаляются за пределы к месту сбора, указанного буровым мастером.

60. 3.3. ГНВП ниже кабельного превентора при проведении ГИРС без бригады КРС

Опоз.
признаки
аварии
Способы
локализации и
ликвидации
Порядок действий персонала
Перелив
жидкости из
трещин на
теле
колонны,
находящейс
я на
поверхности
при
производств
е работ под
давлением.
Извлечь ПВА с
последующим
закрытием центральной
задвижки
При невозможности
извлечения прибора,
закрыть кабельный
превентор
При невозможности
устранения
неисправности
устьевого
оборудования, открыть
кабельный превентор,
спустить прибор на
забой, разгрузить,
кабель перерезать
устройством
для рубки кабеля, с
последующим
закрытием центральной
задвижки
Состав партии
1. Первый заметивший оповещает всех работников сигналом «Выброс».
Начальник партии
1.
Оценивает ситуацию и возможность извлечения геофизического кабеля и приборов из
скважины.
2. При невозможности извлечь геофизический кабель и приборы:
дает команду на спуск/подъем геофизического кабеля и приборов;
даёт команду на рубку геофизического кабеля;
даёт команду на закрытие центральной задвижки, если отсутствует представитель Заказчика и
угроза жизни.
Отключает или перерубает силовой кабель;
Убедившись в выполнении мероприятий, даёт команду составу партии покинуть территорию
скважины и покидает её сам.
Сообщает информацию согласно схемам и списка оповещения должностных лиц.
Машинист подъемника каротажной станции
Прекращает работы (останавливает подъём/спуск геофизического кабеля).
По команде начальника партии, при отсутствии интенсивного выхода флюида из скважины и
наличии беспрепятственного движения геофизического кабеля, производит подъём
геофизической компоновки
до полного выхода из скважины.
По команде начальника партии, спускает прибор с кабелем на забой, полностью разгружает
кабель (визуально кабель должен лежать на земле и мостках) и отрубает геофизический
кабель около лебедки ПКС.
По команде начальника партии перегоняет ПКС на безопасное расстояние
Машинист подъемника каротажной станции
По команде начальника партии, при невозможности извлечения геофизического кабеля и
приборов из скважины, убедившись в полной разгрузке кабеля (визуально кабель лежит на
земле и мостках) и в отсутствии людей на пути движения геофизического кабеля, отрубает
геофизический кабель около
лебедки ПКС.
По команде начальника партии, при отсутствии представителя Заказчика и угрозы жизни,
закрывает центральную задвижку ФА.
Покидает территорию скважины.

61. 3.3. ГНВП выше кабельного превентора при проведении ГИРС с бригадой КРС

Опоз.
признаки
аварии
Перелив
жидкости
из трещин
лубрикато
ра или
сальников
ого
устройств
а или их
частичное
разрушени
е
Способы
локализации и
ликвидации
Извлечь прибор с
последующим
закрытием
центральной
задвижки
При невозможности
извлечения прибора,
закрыть кабельный
превентор
При невозможности
устранения
неисправности
устьевого
оборудования,
бригада КРС
производит смену
объема скважинной
жидкости.
Порядок действий персонала
Состав партии
1. Первый заметивший оповещает всех работников сигналом «Выброс».
Начальник партии
Оценивает ситуацию и возможность извлечения геофизического кабеля и приборов из
скважины.
При невозможности извлечь геофизический кабель и приборы:
- дает команду на спуск/подъем геофизического кабеля и приборов даёт команду на
закрытие кабельного превентора;
даёт команду на закрытие центральной задвижки представителю Заказчика.
3. Сообщает информацию согласно схемам и списка оповещения должностных лиц.
Машинист подъемника каротажной станции
Прекращает работы (останавливает подъём/спуск геофизического кабеля).
По команде начальника партии, при отсутствии интенсивного выхода флюида из
скважины и наличии беспрепятственного движения геофизического кабеля, производит
подъём геофизической компоновки до полного выхода из скважины.
По команде начальника партии, при невозможности устранения неисправности
устьевого оборудования, спускает прибор с кабелем на забой, полностью разгружает
кабель (визуально кабель должен лежать на земле и мостках).
Машинист подъемника каротажной станции
1. По команде начальника партии, при отсутствии угрозы для жизни, закрывает
кабельный превентор, устраняет неисправность устьевого оборудования выше
превентора;

62. 3.3. ГНВП ниже кабельного превентора при проведении ГИРС с бригадой КРС

Опоз.
признаки
аварии
Способы
локализации и
ликвидации
Порядок действий персонала
Перелив
жидкости
из трещин
на теле
колонны,
находяще
йся на
поверхнос
ти при
производс
тве работ
под
давление
м
Извлечь прибор с
последующим
закрытием
центральной задвижки.
При не возможности
извлечения прибора,
спустить прибор на
забой, разгрузить,
перерезать
устройством для рубки
кабеля, с
последующим
закрытием
центральной задвижки.
Состав партии
1. Первый заметивший оповещает всех работников сигналом «Выброс».
Начальник партии
Оценивает ситуацию и возможность извлечения геофизического кабеля и приборов
из скважины. При невозможности извлечь геофизический кабель и приборы: дает
команду на спуск/подъем геофизического кабеля и приборов;
даёт команду на рубку геофизического кабеля; даёт команду на закрытие
центральной задвижки представителю Заказчика. Отключает или перерубает
силовой кабель; Убедившись в выполнении мероприятий, даёт команду составу
партии покинуть территорию скважины и покидает её сам. Сообщает информацию
согласно схемам и списка оповещения должностных лиц.
Машинист подъемника каротажной станции
Прекращает работы (останавливает подъём/спуск геофизического кабеля).
По команде начальника партии, при отсутствии интенсивного выхода флюида из
скважины и наличии беспрепятственного движения геофизического кабеля,
производит подъём геофизической компоновки до полного выхода из скважины.
По команде начальника партии, спускает прибор с кабелем на забой, полностью
разгружает кабель (визуально кабель должен лежать на земле и мостках) и отрубает
геофизический кабель около лебедки ПКС.
По команде начальника партии перегоняет ПКС на безопасное расстояние.
Машинист подъемника каротажной станции
1. По команде начальника партии, при невозможности извлечения геофизического
кабеля и приборов из скважины, убедившись в полной разгрузке кабеля (визуально
кабель лежит на земле и мостках) и в отсутствии людей на пути движения
геофизического кабеля, отрубает геофизический кабель около лебедки ПКС.
Покидает территорию скважины.

63. 3.3. Открытое фонтанирование скважины при проведении ГИРС с бригадой КРС

Опоз.
признаки
аварии
Открытое
фонтаниро
вание
скважины
Способы
локализации и
ликвидации
Перерезать кабель
устройством для
рубки кабеля, с
последующим
закрытием
центральной
задвижки
Порядок действий персонала
Состав партии
1. Первый заметивший оповещает всех работников сигналом «Выброс».
Начальник партии
1. При невозможности извлечь геофизический кабель и ПВА: дает команду на
спуск/подъем геофизического кабеля и ПВА; даёт команду на устранение людей из
опасной зоны; даёт команду на рубку геофизического кабеля; даёт команду на
закрытие центральной задвижки представителю Заказчика.
2. При невозможности перегона ПКС на безопасное расстояние:
дает команду на глушение ПКС отключает все электропитание в ПКС; - даёт команду
составу партии покинуть территорию скважины и покидает её сам.
3. Сообщает информацию согласно схемам и списка оповещения должностных лиц.
Машинист подъемника каротажной станции
Прекращает работы (останавливает подъём/спуск геофизического кабеля). По
команде начальника партии перегоняет ПКС на безопасное расстояние. По команде
начальника партии, при невозможности перегона ПКС на безопасное расстояние,
глушит двигатель внутреннего сгорания на спецтехнике. Покидает территорию
скважины на безопасное расстояние.
Машинист подъемника каротажной станции По команде начальника партии,
убедившись в отсутствии людей на пути движения геофизического кабеля, отрубает
геофизический кабель около лебедки ПКС. Покидает территорию скважины на
безопасное расстояние.
Состав партии Прекращает все работы в опасной зоне и немедленно удаляется за ее
пределы к месту сбора, указанного буровым мастером. При возможном перемещении
загазованности на другие объекты или населенные пункты, принять меры по
своевременному оповещению работников и населения.

64. 3.3. Действие геофизической партии при ГНВП на соседней скважине

Опоз.
признаки
аварии
Способы
локализации и
ликвидации
Порядок действий персонала
Перелив
жидкости из
трещин на
теле
колонны,
находящейс
я на
поверхности
при
производств
е работ под
давлением.
Извлечь прибор с
последующим
закрытием
центральной задвижки
При не возможности
извлечения прибора,
спустить прибор на
забой, разгрузить,
перерезать
устройством для рубки
кабеля, с
последующим
закрытием
центральной задвижки.
Состав партии
1. Первый заметивший оповещает всех работников сигналом «Выброс».
Начальник партии
Оценивает ситуацию и возможность извлечения геофизического кабеля и приборов
из скважины. При невозможности извлечь геофизический кабель и приборы:
дает команду на спуск/подъем геофизического кабеля и приборов; на рубку
геофизического кабеля; на закрытие центральной задвижки представителю
Заказчика. Отключает или перерубает силовой кабель; Убедившись в выполнении
мероприятий, даёт команду составу партии покинуть территорию скважины и
покидает её сам. Сообщает информацию согласно схемам и списка оповещения
должностных лиц.
Машинист подъемника каротажной станции
Прекращает работы (останавливает подъём/спуск геофизического кабеля).
По команде начальника партии, при отсутствии интенсивного выхода флюида из
скважины и наличии беспрепятственного движения геофизического кабеля,
производит подъём геофизической компоновки до полного выхода из скважины.
По команде начальника партии, спускает прибор с кабелем на забой, полностью
разгружает кабель (визуально кабель должен лежать на земле и мостках) и
отрубает геофизический кабель около лебедки ПКС.
По команде начальника партии перегоняет ПКС на безопасное расстояние.
Машинист подъемника каротажной станции
1. По команде начальника партии, при невозможности извлечения геофизического
кабеля и приборов из скважины, убедившись в полной разгрузке кабеля (визуально
кабель лежит на земле и мостках) и в отсутствии людей на пути движения
геофизического кабеля, отрубает геофизический кабель около
лебедки ПКС. Покидает территорию скважины.

65. Раздел 4 Газобезопасность

66. СОДЕРЖАНИЕ

4.1. Вредные и опасные свойства паров нефти и
газов. Физико-химические свойства вредных газов и
реагентов.
4.2. Алгоритм оказания первой помощи при
отравлении газами (парами) вредных веществ.
4.3. Контроль воздушной среды.
4.4. Газоанализаторы для контроля содержания
вредных и опасных газов в воздухе на соответствие
ПДК и содержания опасных газов на довзрывные и
взрывные концентрации.

67. 4.1. Вредные свойства паров нефти и газов. Физико-химические свойства вредных газов и реагентов

При содержании кислорода в
воздухе:
от 14% до 15%-дыхание
трудное.
от 10% до 12%-удушье.
от 8% до 10% - потеря
сознания.
при 6% и менее – смерть.
Воздух рабочей зоны - это пространство высотой до 2 метров над уровнем пола или рабочей
площадки, на которых находится место временного или постоянного пребывания работающих.
Токсичность вредных веществ - способность вредных веществ проникать в организм.
Действие на организм проявляется после поступления его внутрь: через органы дыхания и
слуха, желудок, кожу, раны. Поступают в основном в парообразном состоянии и действуют
главным образом на центральную нервную систему.
ПДК- это концентрация данного вредного вещества в воздухе рабочей зоны, при которой не
происходит изменений в организме человека (заболевания или отклонений в состоянии здоровья) в
течение рабочего дня и всей трудовой деятельности. Измеряется в мг/м³; % объём.; (мг/литр.).
Зона дыхания – это пространство в радиусе до 50 см от лица работающего

68. 4.1. Вредные и опасные свойства паров нефти и газа. Физико-химические свойства вредных газов и реагентов

НПВ, ВПВ. Углеводороды
нефти (метан), сернистые
соединения, пары бензина
и т.д. в смеси с воздухом
при определенной
концентрации могут
образовывать
взрывоопасные смеси, в
связи с этим существует
понятие нижнего и
верхнего предела
взрываемости
Интервал между НПВ и ВПВ - взрывная зона.
НВП,ВПВминимальная/максимальная
концентрация газов и паров в
воздухе, при которой
происходит взрыв, при
поднесении источника
огня при наличии кислорода

69. 4.1. Вредные и опасные свойства паров нефти и газа. Физико-химические свойства вредных газов и реагентов

Статическое электричество
При плотном соприкосновении или движении материалов относительно друг друга, образующиеся
электрические заряды , которые накапливаются и могут вызвать искровые разряды и привести к взрывам,
воспламенению.
Мероприятия по снятию статического
электричества
1. Заземление емкостей (зануление; выравнивание
потенциалов)
2. Введение в перекачиваемые нефтепродукты
специальных присадок.
3. При наливе, не должно быть свободно падающей струи.
4. При транспортировке не должно присутствовать
плавающих предметов.
5. При истечении из трубопроводов, скорость не более 1
м/сек.
6. При фонтанировании орошение устья водой.
7. Антистатическая одежда; ветошь

70. 4.1. Вредные и опасные свойства паров нефти и газа. Физико-химические свойства вредных газов и реагентов

Сероводород H2S. гидрид серы).
свойства
Сильно токсичный, взрывоопасный и
коррозионноактивный бесцветный газ с
характерным запахом тухлых яиц,
сладковатым запахом при малых
концентрациях. Горит синеватым пламенем с
выделением сернистого газа (SO2) и воды
(Н2О). Хорошо растворяется в воде. В водном
растворе является слабой кислотой и при
попадании на кожу человека вызывает
покраснение и экзему. Температура
воспламенения -246°С. Плотность-1,54 кг/м3,
по отношению к воздуху -1,19, поэтому
скапливается в низинах, траншеях, ямах.
ПДК: - 3 мг/м3 - в смеси с углеводородами;
(С1 - С5) (0,0002% )
- 10 мг/м3 - в чистом виде; (0,00066%)
- 1,4 мг/м3 - порог чувствительности;
НПВ = 4,3 % . (60000 мг/м3 ).
ВПВ = 45,5 %. (640000 мг/м3 ).
Токсическое действие, свойства
симптомы отравления
Относится к сильному нервно-паралитическому яду,
вызывающему смерть в результате остановки дыхания.
Признаки отравления:
боль, резь, покраснение глаз;
слезотечение,
светобоязнь:
раздражение в носу и горле
боль за грудиной,
кашель.
Действие при различных концентрациях
1. 150 мг/м3 - легкое отравление (появляется насморк, затем
кашель).
2. 250 мг/м3 - среднее отравление (головная боль, тошнота,
рвота, головокружение, слабость, нарушение координации
движений, обморочное или возбужденное состояние
3. 750 мг/м3 - тяжелое отравление (рвота, синюха, нарушение
сердечно-сосудистой деятельности и дыхания, через 15-20 мин
наступает смерть)
4. 1000 мг/м3 - летальный исход. Почти мгновенно появляются
судороги и потеря сознания, быстро наступает смерть от
паралича дыхательного центра, иногда от паралича сердца.

71. ЛЕГКОЕ ОТРАВЛЕНИЕ СЕРОВОДОРОДОМ

Характеризуется
незначительностью
симптомов. Образуется при
длительном вдыхании
сероводорода невысокой
концентрации.
Гиперемия зева –
симптом, означающий
его покраснение
Проявляется:
слезотечением,
гиперемией конъюнктивы,
болью в глазах, насморком.
Также возникает тошнота,
привкус металла во рту,
головная боль.
Пострадавший беспокоен,
отмечается психомоторное
возбуждение.
Слизистая зева
гиперемирована и отечна.

72. СИМПТОМЫ ОТРАВЛЕНИЯ СЕРОВОДОРОДОМ

На начальных стадиях
отравления человек
ощущает общую слабость
в конечностях, вялость и
потерю аппетита;
При
попадании на
кожу
возникает
химический
ожог;
При контакте с кожей и
слизистыми оболочками
начинается жжение в глазах,
повышенная слезливость,
нарушения зрения,
светобоязнь, насморк, отек
лица;
Долгий дыхательный
контакт может привести к
отеку легких, возникает
одышка, боль в области
груди и горла, кашель,
кислородное голодание;
Возникает
головная боль,
головокружение,
тошнота и рвота;

73. СИМПТОМЫ ОТРАВЛЕНИЯ СЕРОВОДОРОДОМ

Тахикардия;
Дрожь в
конечностях и
судороги;
Учащенное сердцебиение, когда
частота сердечных сокращений в
минуту 90 ударов и более
При повышенных
концентрациях возможны
обмороки, при высоких – кома
и смерть от паралича
дыхательных путей и сердца.
Психические реакции, например,
неврастения:
раздражительность,
утомляемость, потеря
способности долго заниматься
умственным и физическим
трудом,
Симптомы могут начать
проявляться спустя несколько
часов после
непосредственного контакта с
сероводородом.

74. СИМПТОМЫ ХРОНИЧЕСКОГО ОТРАВЛЕНИЯ:

I стадия:
• головные боли, головокружение, боязнь света, жжение в глазах,
сухость в носу и во рту, осиплость голоса, зуд, неустойчивое давление,
нарушение сердечного ритма;
II стадия:
• истощение, эмоциональная нестойкость, боль в глазах, нарушение
сердцебиения, снижение обоняния, боль в груди, кашель, тяжесть в
желудке, кишечные расстройства и дерматит;
III стадия:
• ухудшение памяти и внимания, апатия, галлюцинации, ночные
кошмары, дрожь в руках, боль в конечностях, нарушение
чувствительности, ухудшение зрения, зрительные иллюзии,
замедление сердечного ритма, одышка, сильные боли в груди,
увеличение печени, дерматит и экзема.

75. ХРОНИЧЕСКОЕ ОТРАВЛЕНИЕ СЕРОВОДОРОДОМ

При длительных контактах с источником сероводорода
возникает хроническое отравление.
Ему подвержены работники нефтедобычи, жители населенных
пунктов, которые часто попадают в зону выбросов сероводорода,
например, соседствующие с НПЗ, нефтяными и газовыми вышками.
Хроническое отравление не поддается лечению, только
профилактике. Врачи рекомендуют ежегодно выезжать на
санаторное лечение, проводить курсы сосудистой терапии,
соблюдать трудовой режим, отдыхать, посещать сеансы
массажа и ЛФК.
Основной рекомендацией врачей при I стадии отравления
является смена места работы на ту, где нет контакта с
сероводородом,
на II стадии – смена деятельности со снижением нагрузки,
на III стадии – признание полной нетрудоспособности.

76. 4.1. Вредные и опасные свойства паров нефти и газа. Физико-химические свойства вредных газов и реагентов

Сероводород H2S. (гидрид серы).
Коварство этого газа заключается в том, что при большой дозе он мгновенно приводит к
параличу обонятельного нерва, поэтому человек перестает его чувствовать.
При меньшей концентрации привыкание к запаху происходит дольше, но и даже так человек
теряет чувствительность к его запаху. Но вот токсичное воздействие остается.
Оказание помощи
1. Обезопасить себя (надеть противогаз с соответствующей коробкой).
2. Немедленно вызвать скорую мед.помощь, а в необходимых случаях –реанимационную службу.
До прибытия врача следует быстро вывести (вынести) пострадавшего из загазованной зоны на свежий
воздух, освободить от стесняющей одежды, согреть, очистить полость рта и глотки. Если пострадавший в
сознании необходимо дать ему понюхать нашатырный спирт, напоить крепким чаем или кофе, принять меры,
чтобы не уснул. При легких отравлениях и раздражении верхних дыхательных путей следует давать теплое
молоко с содой или минеральную щелочную воду. При болях в глазах – поместить в тёмную комнату. Делать
прохладные примочки 3%-м раствором борной кислоты.
При отравлении сернистым газом делать искусственное дыхание не рекомендуется, т.к. может
произойти отёк лёгких, а делать только промывание глаз, носа, полоскание 2% раствором пищевой
соды; обеспечить тепло на область шеи. При кашле применять кодеин, дионин, тепло – влажные
ингаляции 2% раствором пищевой соды(2-3 раза в день по 10 минут).
Средства защиты
1. Фильтрующий противогаз с коробкой ДОТ, БРИЗ с серой, жёлтой или зеленой
полосками
2. Изолирующий противогаз (ИП4М,шланговый, кислородный).
3. Воздушный дыхательный аппарат (ВДА).

77. АЛГОРИТМ ПРОВЕРКИ НАЛИЧИЯ ДЫХАНИЯ

Оценить дыхание на слух.
Поднести к губам пострадавшего зеркало (стекло, металлический предмет).
Если оно запотевает, то это значит, что остановки дыхания нет.
Положить ладонь в область солнечного сплетения и попытаться почувствовать
движение ребер.
Дополнительные признаки отсутствия дыхания у человека:
бледность кожных покровов;
посинение носогубного треугольника;
появление синюшного оттенка под ногтями и на мочках ушей.
Оценивать дыхание нужно не дольше 10 секунд, а затем сразу приступать к
реанимационным мероприятиям или оказанию первой помощи.
Важно! Отсутствие дыхания провоцирует остановку сердца, ведь сердечная
мышца перестает работать без кислорода. Поэтому первая помощь может
включать в себя и выполнение искусственное дыхание, и непрямой
массаж сердца.

78. ТРЕБОВАНИЯ К БЕЗОПАСНОМУ ВЕДЕНИЮ РАБОТ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ С ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ СЕРНИСТОГО ВОДОРОДА

Требования распространяются на
организации, деятельность
которых связана с
проектированием, разведкой,
обустройством и разработкой
нефтяных, газовых и
газоконденсатных
месторождений, содержащих в
продукции свыше 6%
(объемных) сернистого
водорода.
Для всех ОПО, связанных с
нефтяными, газовыми и
газоконденсатными
месторождениями, содержащими
сернистый водород и другие
вредные вещества, должна быть
установлена буферная
(защитная) зона.
На каждом ОПО должен быть
ПЛА, а в организациях, ведущих
работы на месторождениях,
должен быть план совместных
действий при возникновении
аварийных ситуаций.
Организация охраны ОПО и
контрольно-пропускного режима
на их территорию определяется
проектной документацией на
основании действующих
нормативных правовых актов.
Устройство периметральной
охраны и расположение
контрольно-пропускных пунктов, а
также их планировка должны
обеспечить возможность
оперативной аварийной
эвакуации работников при
различных направлениях ветра.
Все транспортные средства могут
быть допущены на территорию
взрывопожароопасных объектов
при наличии искрогасителя, а
спецтехника, перевозящая
легковоспламеняющиеся
жидкости, - дополнительно
устройств для снятия
статического электричества

79. ТРЕБОВАНИЯ К БЕЗОПАСНОМУ ВЕДЕНИЮ РАБОТ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ С ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ СЕРНИСТОГО ВОДОРОДА

Запрещается ввоз на территорию объектов токсичных, пожароопасных
веществ, не используемых на данном объекте, а также применяемых
опасных веществ в количестве, превышающем установленные
нормативы единовременного хранения.
Взрывопожароопасные объекты без постоянного обслуживающего
персонала (например, площадки скважин) должны быть ограждены и
оснащены соответствующими знаками безопасности и
предупредительными надписями.

80. ТРЕБОВАНИЯ К БЕЗОПАСНОМУ ВЕДЕНИЮ РАБОТ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ С ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ СЕРНИСТОГО ВОДОРОДА

Работники подрядных, обслуживающих и других организаций,
допущенные на территорию объекта:
должны быть обеспечены
индивидуальными средствами
защиты и средствами защиты
органов дыхания
изолирующего типа и
автоматическими
газосигнализаторами;
проинструктированы
под роспись о
правилах
безопасного ведения
работ и нахождения
в рабочей зоне.
Работы по вскрытию продуктивного пласта, перфорации, вызову
притока, гидродинамические исследования и другие операции,
связанные с вероятностью появления сернистого водорода в
воздушной среде, должны проводиться по плану под руководством
ответственного специалиста, назначенного техническим руководителем
организации.

81. ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ (ПРИВЕДЕНО ВЫБОРОЧНО)

В проектной документации обустройства месторождения должны быть предусмотрены места расположения
островков газовой безопасности, средств коллективной защиты работающих и населения, станций
контроля загазованности окружающей среды, постов
газовой безопасности, ветровых конусов, контрольнопропускных пунктов.
Расчеты и обоснование буферной зоны должны быть
выполнены с учетом максимальных (по объему и
длительности) прогнозируемых аварийных выбросов
вредных веществ.
В составе проектной документации на обустройство
месторождения должны быть в полном объеме
представлены расчеты и обоснование размеров
буферной зоны, исключающие возможность
превышения на ее границах значений пороговых
токсодоз вредных веществ в приземном слое
атмосферного воздуха при неблагоприятных
метеоусловиях.
Ветровой конус

82. НА ТЕРРИТОРИИ БУФЕРНОЙ ЗОНЫ ЗАПРЕЩАЮТСЯ:

проживание населения (при вахтовом методе разрешается работающим на месторождении
размещаться в вахтовых поселках, расположенных в буферной зоне, при условии выполнения
всех проектных решений по обустройству месторождения);
функционирование спортивных сооружений, дошкольных, школьных, лечебнопрофилактических и оздоровительных учреждений, мест отдыха и других мест
массового пребывания людей общего пользования;
строительство производственных и иных объектов, не связанных с разработкой
месторождения;
остановка и стоянка транзитного пассажирского железнодорожного и любого
автомобильного транспорта на дорогах общего пользования;
пребывание лиц без средств индивидуальной защиты органов дыхания (СИЗОД), не
прошедших соответствующего обучения по применению СИЗОД, инструктажа о правилах
безопасного нахождения в буферной зоне.

83. 4.1. Вредные и опасные свойства паров нефти и газа. Физико-химические свойства вредных газов и реагентов

Окись углерода СО (угарный газ, оксид углерода)..
Свойства
Бесцветный ядовитый газ (при
нормальных условиях), без цвета,
запаха и вкуса.
Образуется при неполном сгорании
топлива;
Почти не поглощается
активированным углем.
Растворим в спирте, в воде;
t кип = -192°С
ПДК- 20 мг/м3; ВПВ -75%
НПВ -12,5% (156000мг/м3)
Токсическое действие, свойства
симптомы отравления
Относится к веществам, оказывающим блокирующее и
токсическое действия. Связывается с гемоглобином крови в
200-300 раз быстрее, чем кислород и блокирует
транспортировку кислорода в органы и ткани; вызывая
кислородное голодание, в следствии чего наступает удушье.
Признаки отравления:
головная боль, симптом «обруча», тошнота, рвота;
редчайшая слабость, с отсутствием мотивации к действию;
першение и боли в горле, резь в глазах, звон в ушах;
затруднение дыхания, боли в грудной клетке;
перебои в работе сердца, учащенное сердцебиение, ;
лихорадка, головокружение, возбужденное состояние. При
сильном отравлении появляется сонливость, тяжесть в теле,
апатия, потеря сознания, иногда останавливается дыхание –
наступает смерть.

84. 4.1. Вредные и опасные свойства паров нефти и газа. Физико-химические свойства вредных газов и реагентов.

Окись углерода СО (угарный газ, оксид углерода).
Действие при различных концентрациях:
1. 125 мг/м3 - через несколько часов, заметного
воздействия на организм нет.
2. 1250 мг/м3 - через час головная боль, тошнота,
недомогание, учащенное сердцебиение.
3. 6250 мг/м3 - через 20-30 минут наступает смерть.
4. 12500 мг/м3- смерть.
Проявление симптомов при отравлении угарным газом напрямую зависит от его концентрации во
вдыхаемом воздухе и от продолжительности его воздействия на организм человека. Так при концентрации
угарного газа в атмосфере 0,02-0,03% и времени воздействия на организм 4-6 часов, будут проявляться
следующие симптомы: головная боль, головокружение, тошнота, нарушение координации движений. В
помещении, воздух которого содержит 0,1-0,2% СО в течении 1 часа, вредно для организма, а при
содержании 0,5% СО даже в течении 5минут опасно для жизни.
Средства защиты:
1. Фильтрующий противогаз с коробкой ДОТ, БРИЗ с фиолетовой полоской.
2. Изолирующий противогаз (ИП4М,шланговый, кислородный).
3. Воздушный дыхательный аппарат (ВДА)

85. 4.1. Вредные и опасные свойства паров нефти и газа. Физико-химические свойства вредных газов и реагентов.

Метан СН4
Свойства
Токсическое действие, Свойства
симптомы отравления
Газ без цвета, запаха и вкуса. Плотность
по воздуху 0,55. Обладает большой
летучестью, испаряемостью. Хорошо
горит на воздухе почти бесцветным
пламенем. Полностью сгорая, образует
углекислый газ (двуокись углерода )
Относится к 4 классу опасности
(малоопасные вещества).
Взрывоопасен при концентрации в
воздухе от 5 % до 15,7 %
ПДК- в пересчете на углерод – 300
Не ядовит;
Оказывает удушающее действие
вследствие уменьшения количества
кислорода в воздухе. Вызывает
«кислородное голодание» в виде
головной боли, одышки, нехватки
воздуха.
При наличии в воздухе 10% - недостаток кислорода,
а при 25-30% - наступает удушье
Одоранты – спец. жидкости (этил меркаптан) вводят столько, чтобы запах газа в помещении
чувствовался при 1% концентрации.
Средства защиты:
1. Изолирующий противогаз (ИП4М, шланговый, кислородный).
2. Воздушный дыхательный аппарат (ВДА).

86. 4.1. Вредные и опасные свойства паров нефти и газа. Физико-химические свойства вредных газов и реагентов

Двуокись углерода СО2 (угольный ангидрид, углекислота, углекислый газ)
Свойства
Тяжелый газ без цвета и запаха, с
кисловатым вкусом. Тяжелее воздуха в 1,53
раза. Хорошо растворим в воде. Не горит и
не поддерживает горения. При t-20°С и
давлении 5,8 МПа превращается в
жидкость (огнетушитель), которую можно
перевозить в баллонах, при более сильном
охлаждении СО2 застывает в белую
снегообразную массу (сухой лед).
ПДК 20 мг/м3
НПВ - 12,5 %
ВПВ - 75 %
Токсическое действие, Свойства
симптомы отравления
Не токсичен, но и не поддерживает дыхание.
Концентрация СО2 в воздухе в пределах 5 %
приводит к сильному раздражению органов
дыхания.
10%-ная концентрация СО2 в воздухе
вызывает сильное отравление в виде:
сонливости;
слабости;
удушья,
головной боли; головокружении;
расстройства слуха;
потере сознания
При вдыхании воздуха с высокими
концентрациями газа смерть наступает от
удушья.
Средства защиты
1. Изолирующий противогаз ( ИП4М,шланговый,
кислородный).
2. Воздушный дыхательный аппарат (ВДА).

87. 4.1. Вредные и опасные свойства паров нефти и газа. Физико-химические свойства вредных газов и реагентов.

Диоксид серы SO2 (сернистый ангидрид).
Свойства
Токсическое действие, свойства
симптомы отравления
Хорошо растворим в воде.
20-50 мг/м³ -раздражает
слизистую оболочку дыхательных
путей и глаз;
120 мг/м³ -одышка, синюшность;
Образуется при горение
300 мг/м³ - потеря сознания,
Газ без цвета с острым запахом и
вкусом. Плотность по воздуху 2,26.
нефтепродуктов, содержащих
нарушение кровообращения в
соединения серы. Растворяясь в
легких, который часто заканчивается
жидкостях организма, образует
смертью.
серную и сернистую кислоты.
ПДК - 10 мг/м³ (0,00035%).
Средства защиты:
1. Фильтрующий противогаз с коробкой ДОТ, БРИЗ с желтой полосой.
2. Изолирующий противогаз (ИП4М, шланговый, кислородный).
3. Воздушный дыхательный аппарат (ВДА).

88. 4.2. Общий алгоритм оказания первой помощи при отравлении газами (парами) вредных веществ:

При отравлении газами и парами вредных веществ необходимо :
вывести (вынести) пострадавшего из загазованной зоны на свежий
воздух, при этом спасающий сам должен одеть противогаз и одеть
противогаз на пострадавшего.
Немедленно вызвать скорую помощь.
На свежем воздухе необходимо быстро, не теряя ни секунды, определить
состояние, в котором находится пострадавший, для этого немедленно
произвести следующие мероприятия:
уложить пострадавшего на спину на твердую поверхность;
снимите с него противогаз;
освободите от стесняющей одежды; обеспечить приток свежего
воздуха;
проверить наличие у пострадавшего дыхания ( визуально по подъему
грудной клетки, с помощью зеркала), пульса на лучевой артерии у
запястья или на сонной артерии на переднебоковой поверхности шеи;
выяснить состояние зрачка (широкий указывает на ухудшение
кровоснабжения головного мозга);
обеспечьте вдыхание увлажненного кислорода пострадавшему;
при остановке дыхания – проводите сердечно-легочную реанимацию;
при восстановлении самостоятельного дыхания и сердцебиения
придайте пострадавшему устойчивое боковое положение.

89. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ПРИ НАЛИЧИИ СЕРОВОДОРОДА

Промыслово-геофизические работы (ПГР) в скважинах, вскрывших
пласты, содержащие сероводород, проводятся по плану организации
работ, утвержденному техническими руководителями геофизической
организации и организации-заказчика.
В плане организации работ указывается дополнительно:
1) периодичность промывок скважины и максимальная
продолжительность цикла ПГР между промывками;
2) график контроля содержания сероводорода в воздухе рабочей
зоны и в буровом растворе с указанием лиц, производящих
контроль;
3) сведения об обработке бурового раствора нейтрализаторами
сероводорода и ингибиторами коррозии;
4) схема размещения на буровой геофизического оборудования
(лаборатории, подъемника), возможные пути их эвакуации с учетом
рельефа местности, направления ветра и так далее.

90. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ПРИ НАЛИЧИИ СЕРОВОДОРОДА

Перед ПГР организации-заказчику подготавливают скважину для
безаварийного проведения работ в условиях возможного выделения
сероводорода:
буровой раствор в
скважине обрабатывается
нейтрализатором
сероводорода;
на буровой имеется запас
нейтрализатора,
достаточный для
выполнения промывок на
время проведения всего
планируемого комплекса
ПГР.

91. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ПРИ НАЛИЧИИ СЕРОВОДОРОДА

Промыслово-геофизические работы проводятся после проверки
состояния скважины, оборудования и средств связи организациейзаказчиком при участии представителя АСС с оформлением акта.
Перед проведением прострелочно-взрывных работ (ПВР) во время
шаблонирования скважины определяется гидростатическое давление в
интервале прострела. Проведение ПВР допускается в случае, если
замеренное гидростатическое давление превышает пластовое не
менее чем на 5 - 10 %.
Работы по испытанию пластов, содержащих сероводород, трубными
испытателями в процессе бурения скважин проводятся по планам
организации работ.
Персонал обеспечивается переносными газосигнализаторами или
газоанализатором и изолирующими противогазами для всех
работников (плюс один резервный).

92. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ПРИ НАЛИЧИИ СЕРОВОДОРОДА

Изолирующие противогазы и газосигнализаторы (газоанализаторы) в
геофизических лабораториях и подъемнике размещаются в отдельных
ящиках с индивидуальными гнездами, где исключено их механическое
повреждение. На ящиках делается четкая надпись: «Противогазы»,
«Газосигнализаторы». Ящик не запирается на замок.
Состояние окон салонов геофизических лабораторий и подъемника
обеспечивает хороший обзор рабочей площадки и возможность
быстрого проветривания салона.
Лебедочное отделение
геофизического подъемника
оборудуется устройством
принудительной вентиляции
для предотвращения
возможного скопления в нем
сероводорода при подъеме из
скважины геофизического
кабеля.
При работе в условиях,
затрудняющих видимость и
слышимость устройств сигнализации
о наличии сероводорода (ветер, снег,
туман и тому подобное) назначается
работник для наблюдения за этими
устройствами, который
инструктируется и обеспечивается
необходимым СИЗ и средством связи.

93. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ПРИ НАЛИЧИИ СЕРОВОДОРОДА

Промыслово-геофизические работы в осложненных условиях, прострелочновзрывные работы по ликвидации аварий в скважинах выполняется под
непосредственным руководством назначенного лица контроля геофизической
организации.
Поднимаемый геофизический кабель непрерывно отмывается или
очищается от бурового раствора.
По окончании работ на скважине загрязненные буровым раствором
скважинные приборы, блок-баланс, соединительные провода датчиков,
полы салонов геофизических лабораторий и подъемника тщательно
промываются водой и при необходимости обрабатываются ингибитором
коррозии или нейтрализатором.
Промыслово-геофизические работы в газовых скважинах (газовой среде)
проводятся с использованием лубрикатора.

94. ТРЕБОВАНИЯ К ОРГАНИЗАЦИИ ТРУДА, ПОДГОТОВКЕ И АТТЕСТАЦИИ РАБОТНИКОВ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ С ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ СЕРНИСТОГО ВОДОРОДА

К работам на объектах месторождений с высоким содержанием
сернистого водорода допускаются лица, имеющие медицинское
заключение о пригодности к работе в дыхательных аппаратах
изолирующего типа, прошедшие необходимое обучение по
безопасности работ на объекте, проверку знаний и навыков
пользования средствами защиты органов дыхания.
Запрещается пребывание на газоопасном объекте лиц, не
имеющих соответствующего дыхательного аппарата и не
прошедших соответствующего инструктажа по безопасности.
Не реже одного раза в месяц на объектах должны проводиться учебнотренировочные занятия с обслуживающим персоналом по выработке
практических навыков выполнения действий по ПЛА.
При работе в дыхательном аппарате на устье скважины или у другого
источника выделения сернистого водорода исполнители и руководитель
работ должны иметь радиопереговорное устройство во
взрывобезопасном исполнении.

95. 4.3.Контроль воздушной среды

Цель проведения контроля состояния газовоздушной среды -это
предупреждение
пожаров
отравлений
взрывов

96. 4.3. Контроль воздушной среды

Порядок проведения КВС
Ответственность за организацию контроля за состоянием воздушной среды
возлагается на руководителя подразделения.
Инструкцией, разработанной по объединению, устанавливается порядок контроля
воздушной среды в производственных помещениях и на рабочих местах, где
указывается время, место отбора пробы, периодичность. Составляется карта - схема
объекта , на которой указываются точки отбора проб.
В Обществе организованы следующие виды контроля ГВС:
непрерывный контроль (регулируется стационарными системы автоматического
контроля загазованности)
периодический контроль (на не оборудованных стационарными приборами КВС,
но где возможно появление вредных/опасных газов).
Требования к персоналу по проведению КВС
1.
2.
3.
4.
5.
Не моложе 18лет.
Прошедшие медицинский осмотр.
Обученные к применению СИЗ и работе с газоаналитическими приборами.
Обученные правилам и приемам оказания первой помощи пострадавшим.
Прошедшие проверку знаний и имеющие удостоверение, дающее право на
проведение КВС, не просроченное.

97. 4.3. Контроль воздушной среды

ПЕРЕЧЕНЬ
вредных и взрывоопасных веществ
ПЕРЕЧЕНЬ
Порядок
проведения
мест отбора проб ,
приборов для определения вредных и взрывоопасных веществ,
которые могут выделяться в производственных помещениях,
рабочих зонах наружных установок при ведении
технологического процесса, проведения испытаний, ремонтных
работах;
периодичность отбора проб.
КВС
КАРТА МЕСТ ОТБОРА ПРОБ
вредных и взрывоопасных веществ, которые могут выделяться в
производственных помещениях, рабочих зонах наружных установок
при ведении технологического процесса, ремонтных работах и
аварийных случаях

98. 4.3. Контроль воздушной среды ПРИЛОЖЕНИЕ 1 (Обязательное)

Утверждаю
Главный инженер
-руководитель СПБОТОС
АО «Башнефтегеофизика»
_____________ Р.М. Шарафутдинов
Перечень вредных и взрывоопасных веществ, которые могут выделяться при ведении
технологического процесса
№
1
1
2
3
Наименование
вещества
2
Сероводород
Сероводород
в
смеси
углеводородами
Углеводороды
Предельно-допустимая
концентрация (ПДК)
(санитарная норма)
мг/м3
3
10
Плотность по
воздуху,
кг/м3
Агрегатное
состояние
4
1,4
5
Газообразное
6
Является сильным ядом. Признаки отравления:
боль, резь, покраснение глаз;
слезотечение;
светобоязнь;
раздражение в носу и горле;
боль за грудиной;
кашель.
3
1,5
Газообразное
300
1,9
Газообразное
Признаки отравления:
действуют удушающе;
озноб;
тошнота, рвота.
жжение в ротовой полости и в пищеводе;
тошнота;
рвота с выделением рвотных масс с
бензиновым запахом;
понос;
симптомы желтухи.
с
Токсическое действие, симптомы отравления
Свойства
7
Бесцветный газ с характерным
запахом тухлых яиц;
Плохо растворим в воде;
Растворим в этаноле;
Огнеопасен;
tкип = -61,8 °С
Смесь различных газообразных
углеводородов, растворенных в
нефти;
Выделяются в процессе добычи
и перегонки нефти;
В своем составе содержит
метан, этан, пропан, бутан,
пентан, гексан;
Эти газы не имеют цвета и
запаха, тяжелее воздуха.
Химическая
формула
8
H2S
CxHy

99. 4.3.Контроль воздушной среды ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Утверждаю
Главный инженер
-руководитель СПБОТОС
АО «Башнефтегеофизика»
Р.М. Шарафутдинов
Перечень мест отбора проб на скважине, приборов для определения вредных и взрывоопасных веществ при ведении ГИРС и
периодичность отбора проб
№ места отбора
пробы
М1
М2
М3
Место отбора пробы переносным прибором
Наименование объекта (участок, помещение,
площадка)
Высота места
(от уровня земли), м
Устье скважины
Лебедочный отсек
Емкость для сбора откачиваемой жидкости при
свабировании
0,2-0,5
Наименование
вещества
Периодичность
контроля воздушной
среды
Наименование
типа прибора
(марка прибора)
Сероводород и смеси
углеводородов
1 раз в сутки
1 раз в сутки
1 раз в сутки
АНКАТ-7631
При выборе точек отбора проб учитываются:
1. Относительная плотность газов;
2. Наличие не продуваемых и не проветриваемых
зон.

100. 4.3. Контроль воздушной среды

Карта мест отбора проб вредных и взрывоопасных
веществ, которые могут выделяться при ведении
технологического процесса
Отбор проб воздуха на токсичность в рабочей
зоне производится на уровне дыхания не
менее чем в 3 точках.
Результаты периодического КВС переносными приборами контроля
воздушной среды записываются в Журнал контроля воздушной среды.
Журнал КВС (пункты, заполняемые лицом проводившим анализ КВС).
Дата и время
отбора проб
Место отбора проб
Определяемые
компоненты
Допустимая
концентрация
Результаты
анализа
Подпись лица,
проводившего анализ

101. 4.3. Контроль воздушной среды

Меры безопасности при проведении КВС
1. При проведении КВС работник должен иметь при себе СИЗОД.
2. В особо опасных случаях КВС проводят в противогазе и в присутствии дублера, который должен уметь
пользоваться СИЗ и оказывать первую помощь.
3. В ночное время необходимо иметь при себе фонарь во взрывозащищенном исполнении напряжением не
выше 12вольт. Работу производить в присутствии дублера.
Организация КВС на месторождениях, содержащих сернистый
водород
Контроль воздушной среды на объекте должен проводится по графику, утвержденному главным инженером
предприятия, но не реже, чем :
в местах возможного выделения и скопления сернистого водорода на открытом воздухе – каждые 4 час;.
в закрытых помещениях – каждые 8 часов;
В емкостях колодцах, траншеях и других, плохо проветриваемых местах – перед началом, в процессе и
после окончания работ.
На объекте необходимо провести следующие работы:
1. Проверить исправность ПВО, приборов контроля сернистого водорода (АНКАТ), наличие и исправность СИЗ.
2. Проводится дополнительный инструктаж и тренировочное занятие «тревога».
3. При содержании H2S выше ПДК, необходимо :
надеть соответствующий противогаз;
оповестить людей и руководителя;
прекратить все работы;
выставить посты;
Организовать КВС не реже чем час.
4. После устранения причин загазованности необходимо провести контрольные замеры в местах возможного
скопления газа

102. 4.4. Газоанализаторы

Газоанализаторы для контроля содержания вредных и опасных газов в
возхдухе на соответствие ПДК и содержания опасных газов на довзрывные
и взрывные концентрации.
Поверка газоаналитических приборов
Согласно ФЗ №102 ст. 13 от 26.06.08 «Поверка средств измерения»
Поверку газоаналитических приборов могут проводить лаборатории, имеющие лицензию на проведение
поверки. Газоаналитические приборы проходят поверку согласно их техническим требованиям (на
стандартные газовые смеси), данные поверки заносятся в аттестат прибора, ставится штамп, где указывается
число, месяц и год следующей поверки.
Требования ФЗ «О единстве измерений» к поверке средств измерений
Средства измерений, предназначенные для применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений, до ввода в эксплуатацию, а также после ремонта подлежат первичной
поверке, а в процессе эксплуатации - периодической поверке..
Результаты поверки средств измерений удостоверяются знаком поверки и (или) свидетельством и (или)
записью в паспорте (формуляре) средства измерений, заверяемой подписью поверителя и знаком поверки.
Конструкция средства измерений должна обеспечивать возможность нанесения знака поверки в месте,
доступном для просмотра. Если особенности конструкции или условия эксплуатации средства измерений не
позволяют нанести знак поверки непосредственно на средство измерений, он наносится на свидетельство о
поверке или в паспорт (формуляр).

103. 4.4. Газоанализаторы

Подготовка к работе
1. Проверка соответствия Свидетельства о
поверке заводскому номеру газоанализатора
Периодичность поверки- не реже 1
раза в 12 месяцев
2. Внешний осмотр корпуса, крепежных
элементов, наличия пломбы.
3. Включение, прогрев, подготовка к работе
4. Проверка уровня зарядки аккумулятораккумуляторной батареи, значения
пороговых значений ПР-1 и ПР-2.

104. 4.4. Газоанализаторы

Газоанализаторы изготавливают во взрывозащищенном исполнении
1 Ex d ia IIC T4 X
IP 54
Согласно ГОСТ Р Российской Федерации вид взрывозащиты имеет:
А) 1 — знак уровня взрывозащиты;
Б) Ех — знак соответствия стандартам взрывозащиты;
В) d — знак вида взрывозащиты;
Г) IIB — знак подгруппы (категория смеси);
Д) T5 — знак температурного класса (группа смеси);
Е) Х — знак специального вида взрывозащиты
АНКАТ-7664 Микро-01... 18
имеют
сигнализацию наличия в воздушной среде
горючих газов и паров и их смесей
любой из измерительных каналов О2,
СО, H2S, NO2, SO2, CI2, HCI и NH3.

105. 4.4. Газоанализаторы

Газоанализаторы обеспечивают выполнение следующих функций:
цифровая индикация одновременно всех определяемых компонентов
на индикаторе
выдача световой, звуковой и вибросигнализации при достижении
содержания определяемого компонента порогов срабатывания
«ПОРОГ 1» и «ПОРОГ 2» по каждому измерительному каналу
цифровая индикация установленных порогов по выбранному
измерительному каналу;
подсчет средневзвешенного значения концентрации по каждому из
определяемых компонентов;
сохранение в энергонезависимой памяти 500 измеренных значений
содержания определяемого компонента по каждому измерительному
каналу;
обмен данными с ПЭВМ по интерфейсу USB.

106. 4.4. Газоанализаторы

AMOLED-индикатор
Индикаторы порогов
срабатывания
Клавиатура
Звуковой излучатель
Рисунок 1.1 - Газоанализаторы
АНКАТ-7664Микро,... , -18
Внешний вид

107. 4.4. Газоанализаторы

АНКАТ-7664 Микро-01...18
Основной режим работы газоанализаторов – режим измерений.
На табло отображаются:
результаты измерений по всем измерительным каналам
газоанализатора
текущие дата и время.
Основная часть экрана разделена на 4 прямоугольных окна. В
каждом окне приведено обозначение измерительного канала в
соответствии единица измерений и измеренное значение
содержания определяемого компонента.
Цвет индикации результатов измерений изменяется следующим
образом:
зеленый цвет - измеренные значения не достигли
установленных пороговых значений;
оранжевый цвет - измеренные значения достигли порога
срабатывания предупредительной сигнализации;
красный цвет - измеренные значения достигли порога
срабатывания аварийной сигнализации.

108. 4.4. Газоанализаторы

Виды сигнализации
(85 дБ)
ПРЕДУПРЕДИТЕЛЬНАЯ
АВАРИЙНАЯ
прерывистая световая красного цвета
непрерывная световая красного цвета
прерывистая звуковая
непрерывная звуковая
прерывистый вибросигнал
свидетельствующая о достижении содержания
определяемого компонента по любому из
измерительных каналов порога
срабатывания «ПОРОГ 1»
(при этом на табло цвет индикации
измеренного значения изменяется на
оранжевый по измерительному каналу, в
котором сработала сигнализация)
непрерывный вибросигнал,
свидетельствующая о достижении содержания
определяемого компонента по любому из
измерительных каналов порога
срабатывания «ПОРОГ 2»
(при этом на табло цвет индикации
измеренного значения изменяется на
красный по измерительному каналу, в
котором сработала сигнализация

109. 4.4. Газоанализаторы

Виды сигнализации
(85 дБ)
РАЗРЯД АККУМУЛЯТОРА
цвет заполнения значка «
« меняется на
красный, выдается прерывистый звуковой и
прерывистый вибросигнал ОТКАЗ
прерывистая световая красного цвета
прерывистая звуковая
прерывистый вибросигнал
свидетельствующая об отказе ИКД, ТХД или ЭХД
(при этом на табло вместо измеренного значения в
соответствующем измерительном канале выводится
сообщение «---», по остальным каналам продолжают
индицироваться измеренные значения).
ПЕРЕГРУЗКА
Индикация символа«
» красного цвета
рядом с показаниями по каналу, по которому
измеренные значения достигли верхнего
предела диапазона показаний.

110. 4.4. Газоанализаторы

Техническая характеристика
Пороговые значения срабатывания предупредительной и аварийной сигнализации ПОРОГ 1 и
ПОРОГ 2, установленные при выпуске из производства и диапазоны установки пороговых значений
приведены ниже в таблице 1.3.
таблица
1.3.
Измерительный
канал
О2
Ex
СН4
С3Н8
Единица
физической
величины
объемная
доля, %
%, НКПР
СН
H2S
мг/м3
Диапазон
измерений
Пороговые значения срабатывания
предупредительной и аварийной
сигнализации, устанавливаемые при
выпуске газоанализаторов из
производства
Диапазон установки пороговых
значений срабатывания
предупредительной и аварийной
сигнализации
ПОРОГ 1
ПОРОГ 1
ПОРОГ 2
ПОРОГ 2
от 0 до 30
23
на повышение
19
на понижение
от 0 до 30
от 0 до 30
от 0 до 50
от 0 до 99
7
7
12
12
от 0 до 50
от 0 до 99
от 0 до 50
от 0 до 99
от 0 до 50
от 0 до 99
8
14
7
12
от 0 до 99
от 0 до 99
от 0 до 99
от 0 до 99
от 0 до 20
3
10
от 0 до 20
от 0 до 20
от 0 до 40
10
25
от 0 до 40
от 0 до 40

111. 4.4. Газоанализаторы

112. 4.4. Газоанализаторы

ПРЕДОСТЕРЕЖЕНИЯ
Запрещается эксплуатация газоанализаторов со снятым антистатическим чехлом ! Чехол поставляется
совместно с газоанализатором! Порядок надевания чехла указан в приложении Д!
1.Газоанализаторы следует оберегать от механических ударов!
В случае нарушения правил эксплуатации оборудования, установленных изготовителем, может
ухудшиться защита, обеспечиваемая корпусом, и взрывозащита, примененная в данном оборудовании!
ЗАПРЕЩАЕТСЯ
ЭКСПЛУАТАЦИЯ
ГАЗОАНАЛИЗАТОРОВ
элементами, пломбами и другими неисправностями
с поврежденными
Запрещается проводить заряд батареи аккумуляторной, замену датчиков и работу с ПЭВМ во
взрывоопасных зонах!
Запрещается отключение разъема блока аккумуляторного при включенном газоанализаторе !
Отключение разъема блока аккумуляторного при включенном газоанализаторе приводит к повреждению
газоанализаторов и утрате гарантии!
С целью предотвращения повреждения батареи аккумуляторной вследствие глубокого разряда, при
длительных перерывах в работе с газоанализаторами следует заряжать батарею аккумуляторную не реже 1
раза в 15 суток, либо разрядить батарею, отсоединить ее от газоанализатора и хранить отдельно.

113. Раздел 5 Средства индивидуальной защиты. Правила применения

114. СОДЕРЖАНИЕ

5.1. Виды средств индивидуальной защиты органов
дыхания. Правила применения.
5.2. Условия работы и область применения
фильтрующих, модульных и изолирующих
противогазов.
5.3. Подбор маски, коробки, их отбраковка.
Правила проверки и хранения фильтрующих и
изолирующих противогазов.
5.4. Требования ФНП ПБ НГП к средствам
индивидуальной защиты органов дыхания.

115. 5.1. Виды средств индивидуальной защиты органов дыхания. Правила применения.

СИЗод предназначены для защиты органов дыхания, зрения, слуха и кожи головы
человека от воздействия вредных ядовитых газов и паров. Одним из видов СИЗ являются
противогазы.
В соответствии с ГОСТ 12.4.034.-2017 противогазы существуют 3-х типов:
изолирующие
фильтрирующие
Изолирующие-фильтрирующие
аппараты (ИФА)
Фильтрирующие противогазы – это противогазы, у которых вдыхаемый воздух очищается от
вредных примесей при прохождении через фильтр
Состоит из: шлем-маска, гофрированная трубка, сумка.
Изолирующие противогазы – противогазы, у которых вдыхаемый воздух изолирован от
воздуха рабочей зоны. Подразделяются на шланговые, кислородные и воздушные дыхательные
аппараты (ВДА)
Обеспечивают наибольшую универсальную защиты органов дыхания человека; их применяют в
условиях:
• чрезвычайно высокой загазованности;
• недостатка в атмосфере кислорода;
• при неизвестном составе загрязняющих воздух примесей
Изолирующие-фильтрирующие аппараты (ИФА) – СИЗОД, обеспечивающие человека ГДС
пригодной для дыхания в фильтрирующем и изолирующем режимах защиты

116. 5.1. Виды средств индивидуальной защиты органов дыхания. Правила применения.

Фильтрирующие противогазы
Противогазы в зависимости от назначения и области применения
также бывают нескольких видов:
гражданские (в том числе и детские)
промышленные
Противогаз ППФ-95 Бриз3301
ГП-7Б с ФПК ГП-7КБ
Противогаз ППФ-95 маска ШМП

117. 5.1. Виды средств индивидуальной защиты органов дыхания. Правила применения.

Различают изолирующие противогазы
на основе сжатого О2 и
сжатого воздуха
(в баллонах)
На основе химически связанного О2использование препаратов,
выделяющих О2 при взаимодействии с
СО2 и Н2О, находящихся в выдыхаемом
воздухе
Шланговые изолирующие
противогазы, в которых
воздух для дыхания
забирается из чистой зоны
Шланговые противогазы обладают рядом достоинств – время защитного
действия их не ограничивается ничем, кроме физиологических возможностей
людей, благодаря постоянному избыточному давлению исключен подсос
зараженного воздуха в подмасочное пространство и др.
Принцип действия шлангового противогаза состоит в том, что
незагрязненный свежий воздух для дыхания забирается из зоны чистого
воздуха и по шлангу подается в шлем-маску. Шланговые противогазы
применяются в основном при проведении работ в условиях недостатка
(менее19% по объему) кислорода в воздухе, а также когда состав вредных
веществ неизвестен или высока их концентрация (более 0,5% вредных
парогазообразных примесей) – при ремонте и очистке различных емкостей
(предназначенных для хранения химических веществ),колодцев, дымоходов,
подвальных и других мест, где могут скапливаться вредные и опасные
газообразные вещества
В зависимости от способа подачи воздуха на дыхание шланговые противогазы подразделяются на :
- самовсасывающие дыхательные аппараты (пользователь вдыхает силой своих легких)
- дыхательные аппараты с принудительной подачей воздуха с помощью воздуходувки, вентилятора или
от компрессорной линии после его предварительной очистки.

118. 5.1. Виды средств индивидуальной защиты органов дыхания. Правила применения.

Виды изолирующих СИЗОД
К средствам защиты органов дыхания изолирующего типа относятся:
изолирующие респираторы,
изолирующие противогазы,
шланговые дыхательные аппараты,
изолирующие самоспасатели.
изолирующий противогаз ИП-4М
шланговый дыхательный аппарат
Изолирующий
самоспасатель

119. 5.2. Условия работы и область применения фильтрующих, модульных и изолирующих противогазов.

Изолирующий противогаз ИП-4МК
Комплект изолирующего противогаза ИП-4МК состоит:
1. лицевая часть
2. очковый узел
3. соединительная трубка
4. регенеративный патрон
5. пусковое устройство патрона
6. дыхательный мешок
7. каркас
8.устройство для переговоров
Противогаз марки ИП-4 имеет маятниковую
систему дыхания;
При выдохе газовая смесь по соединительной трубке лицевой части
попадает в регенеративный патрон, в котором поглощается углекислый
газ и влага и выделяется кислород в объёме, пропорциональном
количеству поглощённых веществ.
Из регенеративного патрона газовая смесь поступает в дыхательный
мешок.
При вдохе она из дыхательного мешка вторичного поступает в
регенеративный патрон, где дополнительно очищается от углекислого
газа и по соединительной трубке возвращается в органы дыхания

120. 5.2. Условия работы и область применения фильтрующих, модульных и изолирующих противогазов.

Изолирующий противогаз ИП-4МК

121. 5.3. Подбор маски, коробки, их отбраковки

Лицевые части для противогазов
Маска панорамная полно-лицевая МАГ-3Л
- предназначена для использования в качестве
лицевой части в фильтрующих и изолирующих
СИЗОД.
Маска выпускается в трех исполнениях:
МАГ-З-с двумя боковыми узлами вдоха;
МАГ-ЗЛ-с одним узлом вдоха с левой стороны;
МАГ-ЗЛМ - с одним узлом вдоха с левой стороны
и дополнительным переговорным узлом с правой
стороны.
МАГ-3Л состоит из:
панорамного стекла-корпуса,
резинового уплотнителя c двойным
обтюратором,
одного узла вдоха с левой стороны с резьбовой горловиной для
подсоединения фильтра,
клапана выдоха с двумя лепестками, расположенными
последовательно,
переговорного устройства,
подмасочника с двумя клапанами вдоха,
пятиточечного оголовья
Маска МАГ-3Л изготавливается единого универсального размера

122. 5.3. Подбор маски, коробки, их отбраковки

Фильтры ДОТ
Назначение. Фильтры ДОТ предназначены для очистки вдыхаемого человеком воздуха
от паро- и газообразных вредных веществ в составе фильтрующих противогазов.
Фильтры подразделяются на противогазовые, обеспечивающие защиту от газов- и
паров и комбинированные, обеспечивающие защиту от газов, паров и аэрозолей.
В зависимости от времени защитного действия противогазовые фильтры марок
А,В,Е,К подразделяются на 3 класса
класс 1 – фильтры низкой эффективности;
класс 2 – фильтры средней эффективности;
класс 3 – фильтры высокой эффективности.
Специальные фильтры не подразделяются на классы по эффективности.
Условия эксплуатации.
1. Когда состав вредных веществ примерно известен;
2. Содержание кислорода в воздухе не менее 17% объемных;
3. Суммарное содержание паро- и газообразных вредных веществ:
для фильтров ДОТ 1 класса- не более 0,1% объемных;
для фильтров ДОТ 2 класса- не более 0,5% объемных;
для фильтров ДОТ 3 класса- не более 1,0% объемного.
При суммарном содержании вредных веществ в воздухе рабочей
зоны более 0,5% объемных(но не более 1,0% объемного) фильтры
ДОТ 3 класса применяют только в условиях чрезвычайных ситуаций
непродолжительное время.
Запрещается применение
фильтров ДОТ:
в условиях возможного недостатка
кислорода в воздухе (например, в емкостях,
цистернах, колодцах и др. изолированных
помещениях такого типа);
при неизвестном составе и концентрации
вредных веществ;
для защиты от низкокипящих, плохо
сорбирующихся органических веществ
(метан, этан, бутан, этилен, ацетилен и др.).
Фильтры ДОТ применяют при температуре
окружающей среды от минус 40°С до плюс 40°С.

123. 5.3. Подбор маски, коробки, их отбраковки

маркировка ДОТ
Органические газы и пары
Неорганические газы и пары
Кислые газы и пары
его органические производные
оксид азота и аэрозоли.
Из маркировки следует :
1. Фильтр ДОТ 600 марки А2В2Е2К2Р2 – универсальный комбинированный фильтр защищает от органических
паров с температурой кипения выше 65°С (класс защиты 2), неорганических и кислых газов и паров (класс
защиты 2), аммиака и его производных (класс защиты 2) и аэрозолей(класс защиты3).
2. Фильтр ДОТ 600 марки А2В2Е2К2Р2 следует использовать при концентрации вредных веществ в воздухе не
более 0,5 процента объёмного .

124. 5.3. Подбор маски, коробки, их отбраковки

Использование фильтров ДОТ
Фильтры ДОТ эксплуатируют в составе фильтрующего противогаза. Для сборки противогаза
необходимо:
- отвинтить колпачок и убрать резиновую прокладку с горловины фильтра ДОТ;
- вынуть пробку из дна фильтра ДОТ;
- колпачок с прокладкой и пробку положить на дно сумки;
- присоединить фильтр ДОТ к лицевой части
ВНИМАНИЕ! Комбинированные фильтры ДОТ 600 и противогазовые фильтры ДОТ 780
необходимо присоединять к лицевой части только с помощью соединительной трубки. Для
этого необходимо один конец соединительной трубки ввинтить до упора в лицевую часть, а
другой конец соединительной трубки навинтить до упора на горловину фильтра. Фильтр ДОТ
вставить в сумку в отделение с брусками или отверстием.
В процессе эксплуатации противогаза при первом появлении запаха вредного вещества
(постороннего запаха) в подмасочном пространстве лицевой части или затруднении дыхания
необходимо немедленно выйти из загазованной зоны и заменить отработанный фильтр ДОТ на
новый.
Не допускается применение противогаза людьми, имеющими бакенбарды,
щетину, бороду, прическу, препятствующие плотному прилеганию лицевой
части к лицу, что может привести к попаданию вредных веществ под
лицевую часть по линии обтюрации.

125. 5.3. Подбор маски, коробки, их отбраковки

НАДЕВАНИЕ ПРОТИВОГАЗА
Для применения противогаза наденьте сумку с
противогазом и закрепите на теле с помощью
поясной тесьмы. Расстегните сумку, достаньте
противогаз.
Уберите волосы со лба и висков.
Наденьте противогаз.
ВНИМАНИЕ! Недопустимо попадание волос под
обтюратор лицевой части.

126. 5.3. Подбор маски, коробки, их отбраковки

В случае комплектования противогаза панорамной маской МАГ или
МАГ-4, или МАГ-3Л:
- распустите все лямки оголовья до ограничителей;
- возьмите маску обеими руками за боковые (щечные и височные) лямки и растяните лямки в
стороны;
- зафиксируйте подбородок в нижнем углублении обтюратора подмасочника и движением
рук вверх и назад натяните оголовье на голову;
- - подтяните до упора лобную лямку наголовника;
- - подтяните до упора височные и щечные лямки оголовья;
- проверьте положение всех лямок ощупыванием, они не должны быть перекручены и
должны проходить: щечные лямки – под мочками ушей, височные – над ушами, не
прижимая верхнюю часть ушной раковины;
- устраните подвороты обтюратора, устраните перекос маски для чего возьмитесь руками за
клапанную коробку маски и перемещайте корпус маски в горизонтальном направлении
для
придания ему симметричного положения относительно лица;

127. 5.3. Подбор маски, коробки, их отбраковки

Проведение проверки противогаза
1. Внешний осмотр: маска противогаза не должна иметь порезов или
проколов - для более точной проверки ее можно слегка растянуть руками.
В исправном состоянии должны находиться и необходимые ленты
оголовья. Пожелтевшую с трещинами маску отбраковывают.
2. Герметичность: в последовательности- маска-трубка-коробка,
поочередно затыкая пробкой или ладонью. Для этого при одетой маске
ладонью или пробкой нужно закрыть отверстие на дне фильтрующей
коробки и попытаться сделать вдох. Если вдох сделать не удаётся,
значит, воздух в подмасочное пространство не поступает, соответственно,
маска полностью герметична и противогаз пригоден к использованию.
Отбраковка коробок производится по
следующим показателям:
1.По сроку хранения (некоторые хранятся 3 года, некоторые
5 лет);
2.Если под маской появился запах;
3. По отработанному времени;
4. По весу: в лабораторных условиях;
5. Если при встряхивании имеется шорох;
6. Дырявые, ржавые, мятые коробки.
Подбор маски (полно-лицевая).
Маска подбирается по сумме двух измерений
1.Подбородок-макушка по окружности в см;
2. Через надбровье от одного ушного отверстия до
другого в см.
Затем необходимо примерить маску, если оказалась свободной (пропускает воздух) следует взять маску
меньшего размера

128. 5.3. Подбор маски, коробки, их отбраковки

5.3. ПЕРИОДИЧНОСТЬ ПРОВЕРКИ ПРОТИВОГАЗОВ
Проверка противогазов производится один раз в три месяца. При осмотре
противогазов необходимо проверить фильтрующие коробки, лицевую часть,
соединительные трубки и сумки.
У фильтрующих коробок – качество покраски; отсутствие коррозии,
помятостей, пересыпания и высыпания шихты; плотность завертывания
колпачков и правильность установки пробок. Плотность снаряжения шихты
проверяется встряхиванием коробки. Коробка считается непригодной, если
при встряхивании слышен шум перекатывания содержащейся в ней шихты.
Прекращение защитного действия (отработка) коробок фильтрующих
противогазов определяется появлением постороннего запаха.
На лицевой части – состояние резины, отсутствие трещин, порывов, наличие и
состояние клапанов, переговорных устройств и мембран в них, плотность
крепления клапанной коробки, состояние очковых стекол, очковых и монтажных
обойм.
На соединительных трубках – отсутствие повреждений, отслоений трикотажа и
постороннего налета на поверхности.
На сумках – целостность ткани, наличие и исправность фурнитуры: петель,
ремешков, лямок и т. п.
Аварийный запас противогазов проверяется не реже одного раза в полгода.

129. Средства индивидуальной защиты. Правила применения

5.4. Требования ФНП ПБ НГП к средствам индивидуальной защиты органов
дыхания
При работе в местах, где возможно образование концентрации вредных газов, паров и пыли в воздухе выше
допустимых санитарных норм, работники должны обеспечиваться соответствующими СИЗОД.
Типы СИЗОД на каждом опасном производственном объекте с учетом его специфики должны быть обоснованы
и представлены в проектной документации.
СИЗОД, выдаваемые рабочим, надлежит подбирать по размерам и хранить на рабочих местах в специальных
шкафах (ячейках). На каждой ячейке и на сумке противогаза должна быть укреплена бирка с указанием
фамилии, инициалов владельца, марки и размера маски, марки фильтрующей коробки
СИЗОД должны проверяться и заменяться в сроки, указанные в инструкциях по их эксплуатации.
В организациях должна быть разработана инструкция по применению соответствующих СИЗОД на рабочих
местах, определению исправности их отдельных частей, а также по уходу, хранению и дезинфекции СИЗОД.
Требования инструкции должны быть включены в программы обучения и инструктажа работников,
применяющих СИЗОД. Периодические проверки, ремонт и отбраковка СИЗОД должны осуществляться в
соответствии с инструкцией по эксплуатации.
Работники должны быть обучены правилам пользования, проверки и хранения СИЗОД. Тренировочные занятия
по правилам их применения и проверки должны проводиться по графику, утвержденному техническим
руководителем организации, но не реже одного раза в квартал.
На каждом опасном производственном объекте должен быть аварийный запас СИЗОД соответствующих типов и
марок. Количество фильтрующих аварийных противогазов для каждого объекта комплектуется из расчета 3 - 5
комплектов соответствующих марок. В каждом комплекте должен быть набор шлем-масок всех размеров.
Количество шланговых аварийных противогазов должно быть не менее двух единиц, укомплектованных
согласно паспорту изготовителя.

130. Средства индивидуальной защиты. Правила применения

5.4. Требования ФНП ПБ НГП к средствам индивидуальной защиты
органов дыхания ( продолжение)
Аварийный запас фильтрующих и шланговых противогазов должен храниться в шкафу (ящике) под пломбой.
Запрещается запирать на замки аварийный запас противогазов. Целостность пломб аварийного запаса
проверяется при приеме и сдаче смены обслуживающим персоналом. Наличие и состояние аварийного
запаса не реже одного раза в месяц проверяется руководителем объекта. Персонал объекта должен знать
места хранения рабочих и аварийных СИЗОД.
Организации должны обеспечить представителей государственных надзорных органов СИЗОД для
беспрепятственного доступа на участки, цеха, площадки ОПО для проведения проверок.
Ответственность за готовность к применению средств индивидуальной защиты несет технический
руководитель организации, за правильность их использования непосредственно на месте проведения работ исполнитель работ.
Работа в плохо проветриваемых газоопасных местах должна производиться с применением шланговых
противогазов
При необходимости применения дыхательных шлангов длиной более 10 м необходимо пользоваться
шланговым противогазом с принудительной подачей воздуха.
Срок единовременного пребывания рабочего в шланговом противогазе определяется лицом, ответственным за
проведение газоопасных работ, записывается в наряде-допуске, но не должен превышать 30 минут с
последующим отдыхом не менее 15 минут.
Открытый конец приемного воздушного шланга противогаза должен находиться в зоне чистого воздуха, для
чего он должен быть закреплен на заранее выбранном месте.