1,2,6,8,13,41,47,49,60,61

63,64,65,66,67,68,70,71

72,75,102,105,107,108

111,121,126,128,130,143

30

1

14

1

Глубина подвески на скважинах очень различна и колеблется от максимальной 2792 м. на скважине № 66 до минимальной 2507 м. на скважине №108, а средняя глубина подвески составляет 2681,5 м.

Пластовое давление распределяется достаточно равномерно. При максимальном давлении 23,5 МПа на скважине №102 и минимальном - 23,1 МПа на скважинах №№6,13,75,126,130; в среднем оно составило 23,2 МПа при начальном значении 28,09 МПа.

Среднее забойное давление составило 23,0 МПа, при минимальном - 22,4 МПа на скважине №126 и максимальном 23,4 МПа на скважине №102.

Буферное давление колеблется в достаточно существенных диапазонах от 4,5 МПа на скважине №60 до 6,3 МПа на скважинах №№49,121; при среднем по месторождению - 5,7 МПа.

При среднем затрубном давлении в 4,0 МПа диапазон изменений очень высок и составляет от минимального 1,2 МПа на скважине №60 до максимального 7,0 МПа на скважине №128.

В зависимости от удаления скважин от АГЗУ, ДНС, рельефа местности и в зависимости от дебита скважин линейное давление колеблется в пределах от 1,8 МПа до 30 МПа.

Среднесуточный дебит газа по месторождению составляет 20 000 м3/сутки, хотя по скважинам в отдельности он существенно различается от минимального - 3 400 м3/сутки на скважине №66 до максимального 26 000 м3/сутки на скважинах №№13,67,108.

Газовый фактор в среднем по месторождению составляет 140 м3/т. Хотя в зависимости от расположения скважины, режима работы газовый фактор колеблется от минимального 89 м3/т на скважине №61 до максимального 152,7 м3/т на скважине №67.

Минимальный среднесуточный дебит нефти составил 22,62 т/сутки на скважине №66, максимальный составил 187,2 т/сутки на скважине №105. В среднем по месторождению при плановом - 139,9 т/сутки, среднесуточный дебит составил 142,7 т/сутки.

Средняя обводненность по месторождению на конец года составляет 0,8% при планируемой 0,7%. Всю воду - из 29 скважин дают лишь 4 скважины: скважины №№60,61 по 10% и скважины №№66,67, дающие по 2,3% и 0,2% соответственно.

Изменения дебита по скважинам от намечаемого в основном идет в сторону увеличения, некоторые из них более существенны, связаны прежде всего с изменением штуцера в сторону увеличения от намечаемого, в частности: при плане работы 2-х скважин на штуцере диаметром 7 мм., одна из них (скважина №8) работает на штуцере диаметром 9 мм., пять из них (скв. №№47,49,64,65,130) работают на штуцере диаметром 10 мм.

Изменение дебита скважин от намеченного в сторону уменьшения незначительное по сравнению с увеличением. Поэтому недостаток нефти покрывается за счет тех скважин, в которых добывается нефти больше намечаемого объема. И это же условие позволяет превышать плановый среднесуточный дебит в целом по месторождению.

Режим работы всех скважин постоянный. Технологический режим работы добывающих скважин Памятно-Сасовского месторождения на 1.01.2001 г. представлен в таблице 3.2.

3.3 Анализ режима работы нагнетательной скважины

Нагнетательный фонд включает всего одну скважину - №14.

Нагнетательная скважина №14 Памятно-Сасовская была введена в эксплуатацию в конце 1998 года. В тот же год в течение 2,5 месяцев проводилась экспериментальная закачка воды. Для закачки воды на гжельский горизонт в пределах 550 м. были пробурены 2 водозаборные скважины №14-01 и №14-02, которые полностью обеспечивают нагнетательную скважину необходимым количеством воды.

Технологический режим работы добывающих скважин

Таблица 3.2

Устье нагнетательной скважины оборудовано фонтанной арматурой АФК 100X350, диаметр эксплуатационной колонны - 168 мм., длинна эксплуатационной колонны - 3099 м., открытый ствол диаметром 216 мм. в интервале 3099-4350 м., диаметр НКТ - 114 мм. с воронкой на глубине 3094,65 м. Удельный вес закачиваемой воды 0,998 г/см3. Температура закачиваемой воды +20С. Забор воды ведется насосами типа ЭЦН 6-500-1800. Режим закачки постоянный.

Исследования по измерению температуры закачиваемой воды, пластового давления, отбор проб закачиваемой воды проводятся 1 раз в месяц на глубине 3090 м.

В 1999 году проводилась дальнейшая закачка воды, которая позволила не только стабилизировать пластовое давление, но и поднять его с 23,26 в 1998 году до 23,57 в 1999 году. Поэтому возникла необходимость остановки скважины с целью недопущения резкого поднятия ВНК и языковых прорывов воды в стволы скважины.

Сравнительно равномерное поднятие ВНК по всему месторождению доказывает наличие очень протяженных трещин, которые позволяют достаточно быстро реагировать на возникающие изменения в коллекторе, имеющем высокую проницаемость.

В этом же 1999 году в скважине проводились геофизико-гидродинамические исследования с целью выявления принимающих интервалов.

Работы проводились на трех режимах. При первом режиме подача воды 5000 м3/сутки через НКТ и затрубье в скважину проводилась при давлении на буфере нагнетательной скважины - 4,6 МПа и затрубном давлении 3,6 МПа.

Последовательность исследований:

- Высокочувствительная термометрия - 1 замер (13.07.99 г.);

- ГК для привязки глубин - 1 замер (13.07.99 г.);

- Локатор муфт (14.07.99 г.);

- Термокондуктивная дебитометрия - 3 замера (14.07.99 г.) в интервалах 3100-3448, 3356-3446, 3100-3152 м.;

- Механическая дебитометрия - 2 замера (14.07.99 г.).

При втором режиме подача воды 3500 м3/сутки через НКТ и затрубье проводилась при давлении на буфере нагнетательной скважины 5,9 МПа и затрубном давлении 1,2 МПа.

Последовательность:

- Высокочувствительная термометрия - 1 замер (15.07.99 г.);

- Термокондуктивная дебитометрия - 2 замера (15.07.99 г.) в интервалах 3100-3435, 3100-3436 м.;

- Механическая дебитометрия - 2 замера (15-16.07.99 г.).

При третьем режиме 2000 м3/сутки вода подавалась в скважину через НКТ и затрубье при давлении на буфере нагнетательной скважины 0,2 МПа и затрубном давлении 1,2 МПа.

Последовательность исследований:

- Высокочувствительная термометрия - 1 замер (16.07.99 г.);

- Термокондуктивная дебитометрия - 2 замера (16.07.99 г.) в интервале 3100-3435 м.;

- Механическая дебитометрия - 2 замера (16.07.99 г.).

Привязка глубин проводилась по кривой ГК и ГК от 9.02.99 г. По локатору муфт башмак колонны отбивается на глубине 3101,6 м. Интервал исследования в открытом стволе 3101,6-3448 м.

По данным термометрии нижняя граница приемистости скважины изменяется незначительно от замера к замеру и отмечается для I режима на глубине 3429 м, для II и III режимов на глубине 3428 м. Судя по разнорежимным замерам термокондуктивной дебитометрии, интервал исследования представлен чередованием пластов различной степени приемистости. Наибольший объем закачиваемой в скважину воды принимается в нижней части исследованного разреза в основном интервалами 3404-3408 и 3424-3429 м. (конкретно интервалы приемистости по всему интервалу исследования на разных режимах даны в прилагаемой таблице).

По замерам механической дебитометрии принимающие пласты отмечаются только в верхней части исследованного разреза (3120-3133,6 м.). Ниже глубины 3133,6 м. результаты механической дебитометрии оказались малоэффективными.

По кривым термокондуктивной дебитометрии выделено 11 принимающих интервалов общей мощностью 23,4 м., что составляет 6,69% от общей мощности исследованного интервала, который составляет 350 м. Ниже представлена таблица 3.3 принимающих интервалов скважины №14-ПАМ-Сасовская.

В 2000 году была вновь запущена в работу нагнетательная скважина. После 7 месяцев работы скважины начало расти пластовое давление, поэтому она была опять остановлена.

Пластовое давление выросло с 23,57 в 1999 году до 23,6 МПа в 2000 году, хотя объем закачиваемой воды по сравнению с предыдущим годом был снижен в среднем на 602,1 м3/сутки.

В 2000 году была вновь запущена в работу нагнетательная скважина. После 7 месяцев работы скважины начало расти пластовое давление, поэтому она была опять остановлена.

Пластовое давление выросло с 23,57 в 1999 году до 23,6 МПа в 2000 году, хотя объем закачиваемой воды по сравнению с предыдущим годом был снижен в среднем на 602,1 м3/сутки.

Отсюда можно сделать вывод, что для постоянной работы скважины можно снизить закачку воды приблизительно на 500 м3/сутки. С начала 2001 года закачка воды ведется в одну скважину при Ру = 0,1 МПа и Рз = 26,2 МПа с приемистостью 1500 - 1505 м3/сутки.

Принимающие интервалы скважины №14-ПАМ-Сасовская

5.1.1 Описание системы 4-М-С

Операторы на скважинах производят работы по спуску скребков, смене штуцера, отбора устьевой температуры и проб жидкости, снятию показаний буферного и затрубного давлений, производят обход шлейфов скважин, их депарафинизацию, выявляют разрушения конструкций.

На ПГЗУ ведутся работы замеров дебита скважин по жидкости и газу как в автоматическом, так и в ручном режиме, отбору проб, снятию давлений температур, замене оборудования. В аварийных условиях вскрытие штуцерной колодки, замена фонтанного оборудования, не нуждающегося в глушении скважин; устранение прорывов шлейфов скважин, тушение пожаров и ликвидация взрывов.

Мастер несет ответственность за все виды выполняемых работ, производит распределение работающих на объекты работ, проводит инструктаж персонала, ведет контроль за выполнением поставленных распоряжений. В аварийных условиях мастер руководит тушением пожаров и ликвидацией взрывов, устранением прорывов шлейфов и разрушения конструкций.

Средства труда: фонтанная арматура, трубопроводы, замерные установки, эстакада скважины, скважинная лебедка для спуска скребков, ППУ, обмедненный ручной инструмент, обмедненная кувалда, распорные шпильки. Буферное давление на скважине не более 90 Атм., затрубное - не более 90 Атм., после штуцера в шлейфе скважины и в ПГЗУ не более 40 Атм. Устьевая температура до 40С, температура во время пропарки шлейфа не более 120С.

Содержание сероводорода в нефти минимальное либо его отсутствие, нефть парафинистая с большим газовым фактором, пластовая вода отсутствует. ПДК: сероводорода - 10 мг./м3; углеводородов - 300 мг./м3; сероводорода в смеси с углеводородами - 3 мг./м3.

Замерно-переключающая установка, а также устья нефтяных эксплуатационных скважин на открытой площадке относятся к классу взрыво- и пожаробезопасности В - 1г.

Глубина залегания нефтяного пласта находится в пределах - 2700 м.; пластовое давление - 23,5 Мпа; средняя пластовая температура - 76,5С; средняя вязкость нефти в пластовых условиях - 1МПа·С; содержание сероводорода незначительное; газовый фактор - 147 м3/м3.

Температура окружающей среды колеблется от -35С в зимний период, до +40С - в летний период. Местность лесостепная. Метеоусловия влияют на устьевую температуру и в незначительной степени на дебит. В пределах месторождения местность представляет собой холмистую равнину. Освещение в замерно-переключающемся блоке и щитовом помещении соответствует нормативному и составляют 25Лк; излучение - в норме; шум - минимальный; вибрация - отсутствует. Замерно-переключающаяся установка имеет принудительную вентиляцию и регулятор давления, щитовое помещение имеет естественную вентиляцию и электрические нагреватели.

5.1.2 Идентификация опасностей: характеристика опасных и вредных факторов, источники их возникновения

Воздействие потенциальной энергии - падение ключей, падение человека при перемещении, падении частей оборудования при их замене, взрыв, разрушающиеся конструкции.

Воздействие электрической энергии - наличие напряжения.

Воздействие химической энергии - повышенная загазованность.

Перемещение частей оборудования происходит при их плановой замене, а также при выходе их из строя. Поломка инструмента возможна в результате чрезмерного усилия, приложенного к нему.

Падение человека может произойти из-за невнимательности сотрудника, нарушения правил техники безопасности, неисправности лестниц или площадок.

Повышенная загазованность возникает во время порыва нефтяного шлейфа, замены оборудования. Падение частей оборудования при их замене может произойти в случае неправильного захвата или закрепления оборудования.

Наличие напряжения возникает при повреждении электропроводки. Разрушение конструкций может произойти из-за несоблюдения технологического режима, использования оборудования, несоответствующего составу и свойствам среды, в которой оно будет работать. Взрыв может произойти в результате грубейшего нарушения техники безопасности во время утечки взрыво-пожароопасных веществ, либо разрушения конструкций.

5.1.3 Оценка риска: анализ частоты появления каждого фактора и анализ тяжести последствий от их воздействия

Частота возникновения факторов в результате отказа машины и ошибок человека.

< 10-6 - практически невероятный отказ;

10-4 - 10-6 - редкий отказ;

10-3 - 10-4 - возможный отказ;

1 - 10-2 - вероятный отказ;

> 1 - частый отказ.

Частота появления факторов и тяжесть последствий

Таблица 5.1

Наиболее опасными факторами являются А, Ж, обладающие большой энергией для травматизма людей и выхода из строя системы оборудования, вызывающих невозможность ее функционирования.

Катастрофически опасный фактор З, который приводит к непоправимым потерям людей и нанесением большого ущерба системе.

Виды тяжести последствий Таблица 5.2

5.2 Рекомендации по уменьшению риска производственных процессов

5.2.1 Технические мероприятия, направленные на устранение непосредственного контакта работающих с опасными и вредными факторами

Устья фонтанной скважины оборудованы стандартной арматурой, рабочее давление которой должно соответственно не менее, чем полуторакратному максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины. Схема сборки арматуры должна быть утверждена объединением.

Арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована в собранном виде на пробное давление, предусмотренное паспортом.

Фонтанная арматура после установки на устье скважины должна быть опрессована на давление, допустимое для опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом.

Фонтанно-компрессорная арматура, независимо от ожидаемого рабочего давления, должна монтироваться с полным комплектом шпилек и на уплотнениях, предусмотренных техническими условиями на поставку арматуры. (Фактор Ж)

Для измерения буферного давления и давления в затрубном пространстве на фонтанных скважинах должны стационарно устанавливаться манометры с трехходовыми кранами.

Нефтепроводы при фонтанной эксплуатации должны стационарно устанавливаться манометры с трехходовыми кранами.

Нефтепроводы при фонтанной эксплуатации должны прокладываться из бесшовных труб, соединенных сваркой; после чего должны быть опрессованы на максимальное давление, ожидаемое в коллекторе.

Фланцевые и муфтовые соединения допускаются только в местах установки задвижек, вентилей, обратных клапанов и другой арматуры.

Сепараторы и другие аппараты, работающие под избыточным давлением 0,7 кгс/см3 и выше, должны эксплуатироваться в соответствии с «Правилами устройства и безопасной экспуатации сосудов, работающих под давлением». Сосуды, работающие под давлением должны иметь предохранительный клапан, манометр, уровнемерное стекло или заменяющие его уровнеуказатели и устройства для автоматического спуска жидкости.

Выкид предохранительного клапана должен быть снабжен отводом, направляющим струю газа вверх. Диаметр отвода должен быть не менее диаметра выкида предохранительного клапана. (Фактор Д).

Запрещается установка запорной арматуры на выкидной линии предохранительного клапана. Предохранительные клапаны и контрольно-измерительные приборы должны быть установлены с учетом обеспечения удобства обслуживания и наблюдения за ними.

Обвязка скважины и аппаратуры, а также АГЗУ, находящиеся под давлением, должны отогреваться только паром или горячей водой; отогрев открытым огнем запрещается (фактор З).

Перед пропариванием шлейфа паропровод от паровой установки (ППУ) до устья скважины должен быть опрессован на полуторакратное давление от ожидаемого максимального в процессе пропаривания, но не свыше давления, указанного в паспорте ППУ (фактор Ж).

При опрессовке линии запрещается находиться вблизи ее. На паропроводе котла паровой установки должен быть предохранительный клапан. Отвод от предохранительного клапана следует выводить под пол установки (фактор Б).

ППУ должна быть установлена на расстоянии не менее 25 метров от устья скважины. Выхлопная труба от двигателя ППУ должна быть снабжена глушителем с искрогасителем и выведена вверх с таким расчетом, чтобы выхлопные газы не попали в кабину. При пропаривании запрещается нахождение людей у устья скважины и у линии.

В фонтанную или компрессорную скважину скребок должен спускаться и подниматься через лубрикатор, установленный на фонтанно-компрессорной арматуре. Проволока, на которой спускается скребок, должна пропускаться через ролик, укрепленный к лубрикатору.

В процессе монтажа и демонтажа лубрикатора скребок должен устанавливаться на полностью закрытую буферную задвижку. Перед извлечением скребка из лубрикатора давление в нем должно быть снижено до атмосферного через запорное устройство, установленное на отводе.

При подъеме скребка из скважины лебедкой с ручным приводом следует включить храповое устройство (фактор Г).

Оборудование отбраковывается, если: нет паспорта; видимые повреждения (трещины, вздутия, вмятины); обнаружены свищи; не до конца открывается или закрывается задвижка-кран; в сварочных швах дефектоскопией обнаружены поры или не провар корня шва; скребковая проволока изношена от начального диаметра на 10% и более; наличие на скребковой проволоке перегибов, скруток, переломов; наличие люфта у запорной арматуры; не подрывается предохранительный клапан (фактор Ж).

Манометр считается неисправным, если: нет пломбы; истек срок проверки; стрелка при стравливании давления не возвращается к нулевой отметке шкалы; разбито стекло или другие видимые повреждения, которые могут отразиться на правильности его показаний; если в трубопроводе износ толщины стенки в кавернах более 30%; износ сосудов, работающих под давлением в любой части более одного миллиметра; также производится отбраковка оборудования.

По истечении амортизационного срока оборудование подлежит замене.

Дефектоскопия трубопровода проводится один раз в четыре года; фонтанной арматуры и сосудов работающих под давлением - 1 раз в 8 лет. Торрировка манометров производится не реже чем 1 раз в год.

Оборудование отбраковывается, если во время опрессовки и освидетельствования оно не прошло испытания (фактор Ж).

5.2.2 Организационные мероприятия, направленные на предупреждение тяжелых и регулярных несчастных случаев, профзаболеваний, аварий

Оператор перед началом работы обязан:

- ознакомиться с записями в вахтовом журнале о работе предыдущей смены и распоряжениями руководителя работ;

- проверить и надеть спецодежду и другие необходимые для выполнения работ индивидуальные защитные средства;

- проверить и взять с собой необходимый инструмент, приспособления; инструмент должен быть обмеднен.

При обслуживании фонтанных скважин необходимо выполнить следующие требования:

1. Записать параметры работы скважин.

2. При обнаружении утечек из какой-либо части фонтанной арматуры необходимо принять срочные меры по их ликвидации:

- при выходе из строя коренной задвижки все виды ремонта (набивка сальников, замена задвижек, кранов) должны производиться только после глушения скважины и отсутствия давления в арматуре;

- при ремонте какой-либо части арматуры, расположенной выше коренной (центральной) задвижки, последняя предварительно должна быть закрыта (фактор Д,Ж).

3. Запрещается загромождать рабочую площадку оборудованием, инструментом (фактор Б).

4. Площадки, лестницы необходимо регулярно очищать от снега, льда, грязи, замазученности (фактор Б).

5. Для смены штуцера необходимо:

- закрыть струнную задвижку и задвижку на линии;

- разрядить выкидную линию в струне за штуцером через пробоотборный краник; ослабить штуцерные сальники, перебить штуцер, затянуть сальники, открыть задвижки на линии и струне.

6. Смена штуцера под давлением запрещается!

7. Использовать инструмент необходимо только по назначению. Переноска инструмента должна осуществляться с использованием инструментальных ящиков и сумок (фактор В).

Перед началом работ на АГЗУ за 20 минут до входа включить вентилятор, если он неисправен, то открыть обе двери на 30 минут. Записать параметры работы АГЗУ (фактор Д).

Регулировка предохранительного клапана должна производиться на стенде не реже одного раза в 6 месяцев. После регулировки предохранительный клапан должен быть запломбирован.

Исправность предохранительной, регулирующей и запорной арматуры, установленной на трапах, сепараторах, и других аппаратах, а также на трубопроводах должна периодически проверяться в соответствии с утвержденным графиком под руководством инженерно-технического работника.

Результаты действия предохранительных клапанов продувкой в зимнее время следует производить чаще, не допуская примерзания клапана к седлу. Результаты осмотра должны быть занесены в вахтовый журнал (фактор Ж).

Трубопроводы, сепараторы, должны продуваться через отводные линии с выводом продувочного газа на безопасное расстояние. При их продувке жидкость из них должна выпускаться в емкости (фактор Д).

При продувке сепараторов запорное устройство на продувочной линии следует открывать и закрывать постепенно и плавно.

На скважине снижать давление в затрубном пространстве разрешается только через штуцер, установленный после второй задвижки от крестовины. Перед сменой штуцера и штуцерных патрубков необходимо (после перевода струи на резервуарный выкид и закрытия соответствующих задвижек на рабочем выкиде) снизить давление в струне за штуцером до атмосферного при помощи вентиля, установленного на линии.

Во время открытия или закрытия задвижек запрещается пользоваться каким-либо вспомогательным инструментом (фактор В).

Регулярно по установленному графику производить обход шлейфов скважин. При обнаружении утечек из какой-либо части фонтанной арматуры, АГЗУ, шлейфа принять срочные меры по их ликвидации (кроме случаев глушения скважины), сообщить мастеру.

При проведении ремонтных работ на АГЗУ перевести продукцию скважин на обводную линию, отсечь необходимый участок или всю групповую установку от скважин и сборного коллектора, стравить давление до атмосферного, кроме случаев замены манометров.

Запрещается находиться напротив работающего во время затяжки или развинчивания оборудования. Допускается наращивание рычага только у специальных монтажных ключей, рассчитанных на работу с увеличенным плесом воздействия (фактор В).

Двери в АГЗУ должны быть постоянно открыты. Загазованность в зоне работ необходимо проверять каждые 15 минут.

По окончании работ проверяется правильность и надежность сборки оборудования. Оборудование опрессовывается на полуторакратное максимально допустимое рабочее давление, перед этим удаляется на безопасное расстояние персонал с места опрессовки (фактор Ж, З).

Ответственный за проведение огневых и газоопасных работ назначается из числа инженерно-технического персонала цеха, участка, объекта незанятого в данное время ведением технологического процесса, знающего правила безопасности проведения данных работ на взрывоопасных, взрывопожароопасных, пожарно-опасных и газоопасных объектах.

Перед началом огневых работ исполнители должны получить инструктаж по соблюдению мер безопасности при проведении огневых работ на данном объекте. В месте их проведения необходимо взять анализ воздуха для определения возможности ведения огневых работ.

Ответственный за проведение огневых работ после приемки объекта от ответственного за подготовку осуществляет допуск бригады к этим работам при отсутствии в воздушной среде горючих веществ или их концентрации не выше предельно допустимой.

Если огневые работы продолжаются несколько дней, то ежедневно перед их проведением необходимо провести анализ воздушной среды в местах работ и в опасной зоне, выписать наряд-допуск.

До начала огневых работ все другие виды работ (строительные, монтажные и др.) на этом месте должны быть прекращены, а люди, не занятые непосредственно работой - удалены на безопасное расстояние (фактор Д).

Во время огневых работ технологическим персоналом объекта должны быть приняты меры, исключающие возможность выделения газов, паров и пыли в воздушную среду или разлив горючих жидкостей.

При работах во взрывоопасных, взрывопожароопасных и пожароопасных местах, где возможны утечки горючих газов и паров, необходимо использовать инструмент, не дающий искр.

Во время огневых работ необходимо осуществлять контроль за состоянием воздушной среды. Сварочные работы на отключенных трубопроводах допускаются если концентрация горючих паров и газов в пробах, взятых из ремонтируемого участка не превышает предельно допустимой взрывоопасной концентрации (ПДВК) - 5% нижнего предела воспламенения данного пара или газа в воздухе при отсутствии в трубопроводе жидкой фазы и исключении возможности поступления горючих паров и газов к месту огневых работ. Подходить к месту сварки можно только с разрешения ответственного руководителя работ.

Огневые работы должны быть немедленно прекращены при обнаружении отклонений от требований инструкции по безопасному ведению работ, а также при возникновении опасной ситуации. В этом случае обслуживающий персонал должен действовать в соответствии с планом ликвидации аварий (фактор З).

На каждом предприятии, объекте должен быть разработан и доведен до сведения всего персонала перечень газоопасных мест и работ, где работа должна выполняться только по наряду специально обученным персоналом или работниками газоспасательной службы.

Плановые газоопасные работы допускаются только при наличии утвержденного плана ведения работ, составленного с учетом безопасности их выполнения и разрешения на производство газоопасных работ.

В плане ведения работ должны быть точно определены: места работ, расстановка людей, применяемое оборудование, механизмы и приспособления, подходы и выходы, способы вентиляции, а также другие меры, обеспечивающие безопасность.

До начала газоопасных работ необходимо обеспечить безопасные условия для людей, работающих на прилегающей территории, в соседних цехах, агрегатах.

Газоопасные работы, как плановые, так и аварийные, должны выполняться под руководством инженерно-технического работника, назначенного начальником или главным инженером предприятия. При производстве газоопасных работ должна быть обеспечена телефонная или радиосвязь с диспетчером предприятия.

Перед началом работ ответственный руководитель обязан лично проверить выполнение плана подготовительных мероприятий, в том числе наличие и исправность необходимых для ремонта оборудования механизмов, инструментов, материалов, газо-защитной аппаратуры и других средств защиты, надежность всех отключений, наличие и надежность лестниц, площадок, ограждений и др.

Перед началом работ ответственный руководитель обязан проинструктировать всех работников о порядке и способах выполнения работ, пользования защитными средствами и оказания доврачебной помощи пострадавшим. Входить в загазованный участок можно только с разрешения ответственного руководителя работ.

Рабочий, спускающийся в колодец или траншею газопровода или нефтепровода должен надевать шланговый противогаз и спасательный пояс с привязанной к нему сигнально-спасательной веревкой. На поверхности земли, с наветренной стороны должны находиться не менее двух человек, имеющих при себе противогазы. Эти люди должны держать конец веревки от спасательного пояса рабочего, находящегося в колодце или траншее и непрерывно наблюдать за ним.

Воздух в шланговые противогазы должен забираться из не загазованной зоны. Длинна шланга не должна превышать 20 метров. Если радиус загазованности зоны превышает 20 метров, тогда следует применять противогазы с принудительной подачей воздуха (фактор Д).

Испытания бывают гидравлические или пневматические. При испытании газ, не имеющий запаха или воздух предварительно должен быть одорирован. Испытания проводятся с установленной арматурой. Подземные трубопроводы перед испытанием должны быть уложены в траншею и засыпаны.

5.2.3 Обеспечение электро-, пожаро-, и взрывобезопасности

АГЗУ состоит из двух частей: замерно-переключающей установки и щитового блока.

В щитовом блоке расположено управление замерно-переключающей установки и расстояние между ними не менее 10 м. Замерно-переключающая установка и щитовое помещение должны быть заземлены двумя проводниками сечением не менее 48 мм2 каждый. Сопротивление заземления должно составлять не более 4 Ом.

Замерно-переключающая установка, а также устья эксплуатационных скважин относятся к классу взрыво- и пожароопасности В-1г, щитовое помещение - к помещению с нормальной средой.

Оборудование освещения в АГЗУ выполнено согласно составу и свойствам той среды, в которой оно будет работать.

Спутник оборудован вентилятором, а также двумя дверями на случай отказа вентилятора; на дверях имеются воздушные жалюзи, что обеспечивает удаление газа со всего объема помещения. Через каждые 2 часа проводится внешний осмотр оборудования на предмет утечек газа и нефти. Газоанализатором УГ-2 не менее 2-х раз в сутки проводится анализ воздушной среды в замерно-переключающемся блоке, также перед началом и во время работ через каждые 15 минут. Если освещения недостаточно во время работ в темное время суток, непосредственно в месте работ должно применяться освещение во взрывоопасном исполнении мощностью не более 12 Вольт. Рабочий инструмент должен быть выполнен из таких материалов, чтобы не давал искры. Операторы по обслуживанию скважины и АГЗУ имеют 1 группу допуска, при которой они имеют право включить или выключить освещение.