Добыча нефти и газа

4. Декларация промышленной безопасности утверждается руководителем организации, эксплуатирующей опасный производственный объект.

Руководитель организации, эксплуатирующей опасный производственный объект, несет ответственность за полноту и достоверность сведений, содержащихся в декларации промышленной безопасности, в соответствии с законодательством Российской Федерации.

5. Декларация промышленной безопасности, разрабатываемая в составе проектной документации на расширение, техническое перевооружение, консервацию и ликвидацию опасного производственного объекта, проходит экспертизу промышленной безопасности в установленном порядке. Проектная документация на строительство, реконструкцию, капитальный ремонт опасного производственного объекта, содержащая декларацию промышленной безопасности, подлежит государственной экспертизе в соответствии с законодательством Российской Федерации о градостроительной деятельности.

(в ред. Федерального закона от 18.12.2006 N 232-ФЗ)

6. Декларацию промышленной безопасности представляют органам государственной власти, органам местного самоуправления, общественным объединениям и гражданам в порядке, который установлен Правительством Российской Федерации.

Билет №9

1. Методы повышения нефтеотдачи пласта (перечислить, кратко охарактеризовать)

Ответ:

Производительность скважин может быть увеличена при повышении проницаемости пород призабойной зоны. Этого можно достичь путем искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления грязи, смол, парафинов со стенок поровых каналов.

Различают следующие методы увеличения производительности скважин: 1) кислотная обработка скважин; 2) гидравлический разрыв пласта; 3) гидропескоструйная перфорация; 4) торпедирование скважин; 5) тепловая обработка призабойных зон; 6) обработка призабойной зоны поверхностно-активными веществами; 7) метод разрыва пласта с использованием ударной волны; 8) метод разрыва с использованием пороховых газов.

1)Кислотная обработка скважин включает солянокислотную, пенокислотную, термокислотную и обработку скважин грязевой кислотой.

а)При солянокислотной обработке скважину очищают от песка, грязи, парафина и т. п. Для очистки ее стенок от цементной и глинистой корки и продуктов коррозии на забой в скважину закачивают кислоту, выдерживают ее без продавки в пласт. Через несколько часов путем обратной промывки вымывают («кислотная ванна») отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции.

б)При пенокислотной обработке скважины в призабойную зону пласта вводится аэрированный раствор поверхностно-активных веществ в соляной кислоте в виде пены.

в)При термокислотной обработке на забой скважины с помощью специального устройства (реакционного наконечника) опускают вещество, которое при соприкосновении с соляной кислотой вступает с ней в химическую реакцию, сопровождающуюся большим выделением тепла. Таким веществом может быть магний, едкий натрий и другие металлы. Цель термо-кислотной обработки -- улучшение действия кислоты после расплавления парафина или смолы, отложившихся на забое скважины.

2)Сущность гидравлического разрыва пласта состоит в образовании и расширении в пласте трещин после создания высоких давлений на забое скважины жидкостью, закачиваемой в скважину с поверхности. Для предотвращения смыкания образованных трещин или расширившихся старых в пласт вводится крупнозернистый песок (с размерами зерен от 0,5 до 1,0 мм).

3)При гидропескоструйной перфорации разрушение колонны или цементного кольца (с образованием канала или щели) осуществляется за счет использования абразивного и гидромониторного эффектов песчано-жидкостных струй, выбрасываемых с высокой скоростью из насадок глубинного устройства - гидроперфораторов.

4)Сущность процесса торпедирования заключается в том, что заряженную взрывчатым веществом торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного горизонта. При взрыве торпеды образуются каверна и сеть трещин, расходящихся от скважины в радиальном направлении.

5)Тепловую обработку призабойных зон применяют в том случае, если добываемая нефть содержит парафин или смолы, которые осаждаются в призабойной зоне, на стенках скважин и в трубах. В результате закупорки пор ухудшается фильтрационная способность пласта. При нагреве призабойной зоны отложения парафина и смол расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Для прогрева применяют электронагреватели, газонагреватели, горячую нефть, нефтепродукты, воду, пар и т. п.

6)Сущность обработки призабойной зоны поверхностно-активными веществами заключается в том, что в призабойную зону через насосно-компрессорные трубы при помощи насосного агрегата закачивают концентрированный раствор ПАВ, а за ним -- слабоконцентрированный раствор, растворителем которого является нефть. Через 2--3 суток эксплуатация скважины возобновляется.

7)В скважину на проволоке при помощи лебедки спускают стеклянный баллон, в котором поддерживается вакуум. Баллон устанавливают против горизонта, намечаемого для обработки. Насосным агрегатом (типа ЧАН-700) создают давление жидкости в скважине, в результате чего баллон разрушается и жидкость окружающей среды (пласта и колонны) стремится заполнить вакуумное пространство. При этом призабойная зона очищается от глинистых частиц и происходит гидродинамический удар столба жидкости в скважине, благодаря чему создается большое давление. В результате в породе образуются трещины.

8)В скважину на бронированном кабеле спускают на заданную глубину аппарат, заполненный порохом, и затем по кабелю подается электрический импульс. В результате срабатывает электрозапал и происходит быстрое сгорание пороха. Это приводит к созданию давления пороховых газов, что и обеспечивает разрыв пласта. Давление пороховых газов больше давления, создаваемого при гидравлическом разрыве пластов. Газы действуют на поверхность трещин подобно клину.

2. Станции управления УЭЦН (назначение, контролируемые параметры, основные защиты)

Ответ:

1. Станции управления является частью УЭЦН и предназначен для защиты от аномальных режимов и управления установками погружных электроцентробежных насосов добычи нефти.

2. Станция управления обеспечивает следующие режимы работы УЭЦН:

ручной;

автоматический;

автоматический по временной программе;

автоматический по давлению на приеме насоса (при наличии погружной системы измерения давления и температуры).

3. «Мозговой центр» станции управления - это контроллер. В Когалымском регионе применяются станции управления с контроллерами «Вортекс», «Редалерт», «Кельтроник», БРГ.

4. Станция управления измеряет и выдает на дисплей следующие текущие параметры:

сила тока каждой фазы,

напряжение

5. Контроллер защищает двигатель от следующих проблем с нагрузкой:

перегрузка по току,

недогрузка по току (срыв подачи насоса),

дисбаланс токов.

6. Контролируются следующие проблемы, связанные с электропитанием:

повышенное напряжение,

пониженное напряжение,

дисбаланс напряжений.

При наличии дополнительных датчиков возможно контролировать другие неисправности или обеспечить другие способы управления установкой ЭЦН:

высокое давление на устье скважины,

низкое давление на выкидной линии,

обратное вращение насоса,

дистанционное управление.

При наличии погружной системы измерения давления и температуры станция управления обеспечивает следующие защиты при работе УЭЦН:

от снижения давления на приеме насоса ниже заданной величины,

от повышения температуры статора ПЭД выше заданной величины,

от снижения сопротивления изоляции системы «ПЭД-токопровод» ниже ЗОКОм.

7. Станция управления приводов погружных насосов (СУПН-ВД «РИТЭКС») выполнена в виде шкафа с установленными в нем блоками управления и защиты, имеющего две панели: внешнюю со световой индикацией работы, неисправности и технологической паузы и внутреннюю - с индикацией причин отказов.

Работать может как в автоматическом, так и в ручном режиме.

Технологический пульт управления (ТПУ) выполнен на базе портативного компьютера. С помощью ТПУ можно изменять настройку уровней защит, установить или отменить блокировку защит, получить информацию о текущем состоянии параметров агрегатов установки, просмотреть временные графики изменения параметров (температуру двигателя, давление на приеме насоса и вибрацию двигателя по трем координатам).

3. Техника и технология глушения скважин

Ответ:

Перед началом ремонтных работ скважина должна быть заглушена.Глушению подлежат все скважины с Рпл. выше гидростатического и скважины, в которых (согласно выполненным расчетам) сохраняются условия фонтанирования или ГНВП при пластовых давлениях ниже гидростатического. Проведение Т и КРС без их предварительного глушения допускаются на месторождениях с горно-геологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления пластовых флюидов к устью скважины. Перечень таких месторождений (или их отдельных участков) согласовывается с территориальными органами Госгортехнадзора России.

Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающее пластовое (поровое) давление на величину :

10-15% для скважины глубиной до 1200м (инт. От 0 до

1200м) но не более 15 КГС/см2 (1.5 Мпа)

5-10% для скважины глубиной до 2500м (инт. От 1200

до 2500м) но не более 25кгс/см2 (2,5Мпа)

4-7% для скважины глубиной более 2500м (инт. От

2500 до проектной глубины) но не более 35 кгс/см2 (3,5Мпа)

Удельный вес жидкости глушения рассчитывается по формуле:

(Рпл.+(0,1- 0,25)Рпл.)Х10;

Y =

Н - L

где Рпл. - пластовое давление, кгс/см2;

Н - длина ствола скважины, м

L - удлинение ствола скважины, м

(0,1 - 0,25) Рпл. - величина противодавления на пласт, кгс/см2,

Фонтанные скважины и скважины оборудованные УЭЦН глушатся прямой промывкой, а скважины оборудованные ШГН, а также фонтанные и УЭЦН не имеющие циркуляции (прохода) по НКТ - обратной. В процессе глушения скважины с колонной Ду 168мм запрещается превышать давление 8 Мпа (80атм.), а для колонны Ду 146мм - 10МПА (100атм) на устье скважины. (СТП 5804465-055-02 п.4.2 - 4.4)

Объем жидкости глушения должен быть не менее величины полного объема э/к до глубины спуска насоса или хвостовика для каждого цикла глушения. Без наличия этого объема на скважине начинать глушение запрещается.

Количество циклов глушения для фонтанных скважин с длиной лифта до интервалов перфорации - 1, для скважин с глубиной спуска насоса, хвостовика или НКТ, составляющей более половины длины ствола скважины до интервала перфорации -2, для скважины с глубиной спуска насоса, , хвостовика или НКТ, составляющей менее половины длины ствола до интервала перфорации - 3 цикла.

В общем спуске количество циклов определяется по формуле :

Н2

П = ---

Н1

где Н2 - длина ствола от насоса, конца хвостовика, НКТ до интервала

перфорации,м

Н1 - длина ствола до насоса, хвостовика, НКТ ,м.

Количество циклов определяется до целого числа в сторону увеличения.

Сигналом для прекращения первого и последующего цикла служит появления жидкости глушения совместно со скважинной жидкостью , а для прекращения последнего цикла - выход из скважины только жидкости глушения. При глушении скважины поддерживать противодавление на линии выхода жидкости из скважины в пределах 2-3 Мпа (20-30 атм.).

Перерыв между циклами глушения должны составлять :

для колоны Ду 168мм - 8часов

для колоны Ду 146мм - 12 часов

Прокачивание необходимого объема жидкости глушения должно быть непрерывным. При интенсивнов поглащении жидкости глушения пластом необходимо уменьшить противодавление на пласт, либо прокачать призабойную зону 1-2м3 вязкого водного раствора КМЦ. При глушении скважины рекомендуется применять ПАВ (из расчета 0,1-0,2% на 1м3 раствора).

4. Первая помощь при кровотечениях

Ответ:

Остановка кровотечения повязкой.

Для остановки кровотечения необходимо:

поднять раненую конечность;

закрыть кровоточащую рану перевязочным материалом, сложенным в комочек и придавить сверху, не касаясь пальцами самой раны; в таком положении, не отпуская пальцев, держать 4-5 мин. Если кровотечение остановится, то не снимая наложенного материала, поверх него наложить еще одну подушечку или кусок ваты и забинтовать раненое место с небольшим нажимом, чтобы не нарушать кровообращения поврежденной конечности;

при сильном кровотечении, если его невозможно остановить давящей повязкой, следует сдавить кровеносные сосуды, питающие раненую область пальцами, жгутом или закруткой, либо согнуть конечности в суставах. Во всех случаях при большом кровотечении необходимо срочно вызвать врача и указать ему точное время наложения жгута.

Остановка кровотечения пальцами.

Быстро остановить кровотечение можно, прижав пальцами кровоточащий сосуд к подлежащей кости выше раны (ближе к туловищу). Придавливать пальцами кровоточащий сосуд следует достаточно сильно. Кровотечение из ран останавливают:

на нижней части лица - прижатием челюстной артерии к краю нижней челюсти;

на голове и шее - прижатием сонной артерии к шейным позвонкам;

на подмышечной впадине и плече (вблизи плечевого сустава) - прижатием подключичной артерии к кости и подключичной ямке;

на предплечье - прижатием плечевой артерии посередине плеча с внутренней стороны;

на кисти и пальцах рук - прижатием двух артерий (лучевой и локтевой) к нижней трети предплечья у кисти;

на голени - прижатием бедренной артерии к костям таза;

на стопе - прижатием артерии, идущей по тыльной части стопы.

Остановка кровотечения жгутом или закруткой.

В качестве жгута лучше всего использовать какую-либо упругую растягивающую ткань, резиновую трубку, подтяжки и т.п. Перед наложением жгута конечность (руку или ногу) нужно поднять. Место, на которое накладывают жгут, должно быть обернуто чем-либо мягким, например несколькими слоями или куском марли, чтобы не прищемить кожу. Можно накладывать жгут поверх рукава или брюк. Правильность наложения жгута проверяют по пульсу. Если его биение прощупывается, то жгут наложен неправильно, его нужно снять и наложить снова. Держать наложенный жгут больше 1,5-2,0 часа не допускается, так как это может привести к омертвлению обескровленной конечности. Распускать жгут следует постепенно и медленно.

После наложения жгута или закрутки необходимо записать записку с указанием времени их наложения и вложить ее в повязку под бинт или жгут. Можно написать на коже конечности.

5. Где отражены результаты аттестации рабочего места?

Ответ:

Результаты аттестации рабочего места отражены в карте аттестации.

Билет №10

1. Поддержание пластового давления (назначение, рабочие агенты). Основные виды заводнения нефтяных пластов (перечислить, кратко охарактеризовать)

Ответ:

Естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Даже при наиболее эффективном водонапорном режиме дренирования в процессе разработки месторождения (залежи) пластовые давления начинают снижаться, что указывает на истощение пластовой энергии. Это объясняется тем, что объем поступающей в залежь пластовой воды обычно меньше объема извлекаемых из скважин нефти и газа.

При снижении Рпл ниже давления насыщения начинается выделение газа из нефти в пласте, увеличивается газовый фактор, напорный режим работы залежи переходит в режим растворенного газа, дебит скважины резко снижается и разработка залежи затягивается на многие годы.

Наиболее эффектное мероприятие по увеличению темпов отбора нефти из залежи и получению повышенных коэффициентов нефтеотдачи, характерных для напорных режимов - искусственное поддержание пластовой энергии. Это осуществляется путем закачки в залежь воды или газа.

Различают следующие методы воздействия на нефтяные пласты:

законтурное и внутриконтурное заводнение;

нагнетание газа в повышенную часть залежи

вторичные методы добычи нефти

новые методы вытеснения нефти из залежи

При заводнении нефтяных пластов в качестве рабочего агента могут быть использованы воды как поверхностных водоемов (реки, моря, озера), так и глубинных водоносных горизонтов, а также пластовые воды, извлекаемые из недр вместе с нефтью.

При законтурном заводнении воду нагнетают в пласт через специальные нагнетательные скважины, расположенные за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 1,0 - 1,5 км от внешнего ряда эксплуатационных скважин.

Эксплуатационные скважины располагают внутри контура нефтеносности.

При приконтурном заводнении нагнетательные скважины располагают в водонефтяной части пласта внутри внешнего контура нефтеносности.

При законтурном или приконтурном заводнении воды в нагнетательные скважины оказывает влияние только на 2-3 близлежащих ряда эксплуатационных скважин. Поэтому для интенсификации добычи по всей площади месторождения приходится применять комбинацию законтурного и приконтурного заводнения с внутриконтурным.

2. Кабели УЭЦН (назначение, марки). Причины отказов кабеля

Ответ:

Кабельная линия служит для подвода напряжения к электродвигателю, состоящего из основного питающего кабеля и плоского удлинителя с муфтой.

Кабельная линия - кабель в сборе, намотанный на кабельный барабан, состоит из основного кабеля (круглого или плоского типа) и присоединяемого к нему плоского кабеля с муфтой кабельного вывода (удлинитель с муфтой) (рис.3.2.2 и рис. 3.2.3).

Кабель состоит из трех жил, каждая из которых имеет слой изоляции и оболочку, подушку из прорезиненной ткани и брони. Три изолированные жилы кабеля круглого типа скручены по винтовой линии, а плоского типа уложены параллельно в один ряд.



Рис. 3.2.2. силовой кабель

Рис. 3.2.3. Удлинитель

В качестве основных кабелей могут быть использоваться кабели марок КПБК, КПБП и КПОБП « Кабели с полиэтеленовой изоляцией для погружных электронасосов» предназначенные для работы при температуре окружающей среды до 90°С. Допускается взамен кабелей КПБК и КПБП использование кабелей марок КППБК и КППБП« Кабели с полипропиленовой изоляцией для погружных электронасосов» предназначенные для работы при температуре окружающей среды до 95°С. Для скважин с температурой среды более 95°С в качестве основных должны использоваться теплостойкие кабели марок КПБПТ, КПОБПТ и КППБПТ

« Кабели с полиэтеленовой изоляцией для погружных электронасосов теплостойкие» предназначенные для работы при температуре окружающей среды до 120°С. По сечению жил подразделяется с сечением жил 6мм?, 10мм?,16мм?, 25мм? и 35мм?. В качестве кабеля- удлинителя предусмотрен кабель марки КФСБ "Кабели теплостойкие для погружных электронасосов" с изоляцией из полиимидно - фторопластовой плёнки и фторсополимера, предназначенный для работы при температуре до 160 °С с сечением жил 10мм?. Причины отказов кабеля: 1)Сплавление жил кабеля.

2) Некачественное сращивание кабелей кабельной линии.

3) Механическое повреждение при СПО.

4) Коррозия.

5) Неправильный подбор ГНО.

3. Технология снятия замеров дебита скважин, расчёт дебита по "ручному" замеру

Ответ:

Установка автоматизированная групповая «Спутник АМ40» (в дальнейшем - установка) предназначена для периодического определения по программе количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин.

Функциональное назначение установок:

1) контроль количества жидкости и газа с выдачей результата в блок управления или в верхний уровень;

2) сигнализация отсутствия потока жидкости в контролируемой скважине.

Эксплуатационное назначение установок - обеспечение контроля за технологическими режимами работы нефтяных скважин.

Областью применения установки являются напорные системы сбора продукции нефтяных скважин и автоматизированные системы управления технологическими процессами нефтедобычи.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Количество подключаемых скважин 1-14

Диапазон дебитов, подключенных к установке скважин, м3\сут, в пределах от 1 до 400

Рабочее давление, МПа, не более 4,0

Питание электрических цепей:

род тока переменный

напряжение, В 380\220

отклонение напряжения питания сети,% от минус 15

до плюс 10

частота переменного тока, Гц 501

потребляемая мощность, кВА, не более 10

Характеристика окружающего воздуха:

интервал температур, оС от минус 50

до плюс 45

Характеристика рабочей среды:

температура, оС, в пределах от 5 до 70

кинематическая вязкость жидкости при температуре 20оС, м2/с, в пределах от 110-6

до 120 10-6

содержание воды в жидкости, объемная доля, %, в пределах от 0 до 98

содержание парафина, массовая доля, % до 7

содержание механических примесей, мг/л, не более 3000

размер механических примесей, мм, не более 5

содержание сероводорода, объемное, % до 2

Исполнение приборов, устройств и электрооборудования

технологического блока взрывозащищенное

Исполнение электрооборудования блока аппаратурного обыкновенное

Средний срок службы установки до списания 8 лет.

СОСТАВ ИЗДЕЛИЯ

Каждая установка состоит из технологического и аппаратурного блоков и включает комплект монтажных и запасных частей, инструмента и принадлежностей.

УСТРОЙСТВО И РАБОТА УСТАНОВКИ

Технологическое оборудование работает следующим образом: продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель скважин многоходовой ПСМ. При помощи ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через счетчик (ТОР1-50) с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне. Управление переключением скважин осуществляется блоком управления по установленной программе или оператором. Наличие обводной линии (байпаса) и счетчика с устройством индикации позволяет производить замер дебита скважин в ручном режиме при неисправном ПСМ.

Блок технологический АЗГУ "Спутник АМ 40-N-400"

а. Вход продукции скважин

б. Выход в коллекторв. Дренажг. Сброс с предохранительного клапана

1. Устройство распределительное

2. Переключатель скважин многоходовой (ПСМ)

3. Емкость сепарационная

4. Ввод силового кабеля

5. Вентиляция

6. Электроотопление

При работе устройства регулирования расхода в зависимости от уровня жидкости в сепараторе могут наблюдаться следующие положения заслонки и регулятора расхода:

1) Заслонка и клапан регулятора расхода закрыты. При этом положении уровень жидкости в сепараторе высокий, идет дополнительное накопление жидкости и создание избыточного давления внутри сепаратора.

2) Заслонка закрыта, а клапан регулятора расхода открыт. При этом положении уровень жидкости в сепараторе также высокий. Жидкость под воздействием избыточного давления внутри сепаратора пропускается через счетчики. Продолжительность истечения жидкости через счетчики зависит от количества поступающей продукции со скважины. При понижении уровня жидкости ниже половины диаметра нижней емкости заслонка начинает открываться и пропускать накопившийся газ в общий коллектор. Вследствие понижения давления газа в сепараторе клапан регулятора расхода закрывается и вновь происходит накопление жидкости

Накопившаяся в нижней части сепарационной емкости жидкость проходит через турбинный счетчик жидкости ТОР , затем направляется в общий трубопровод.

Устройство регулирования расхода в замерном сепараторе обеспечивает циклическое прохождение жидкости через счетчик ТОР с постоянной скоростью, что позволяет осуществлять измерение в широком диапазоне дебита скважин с малой погрешностью. Счетчик ТОР выдает на БУИ импульсы, которые регистрируются электромагнитным счетчиком. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.

Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода гп-1м (3) и в системе гидравлического управления повышается давление. Привод ПСМ под воздействием давления ГП перемещает поворотный патрубок ПСМ и на измерение подключается следующая скважина

Длительность измерения определяется программой.

Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий: дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и других условий.

«Спутник Б» аналогичен по устройству со «Спутником А», но в нем дополнительно устанавливается счетчик для замера газа.

Установки «БИУС» предназначены для измерения количества продукции малодебитных скважин (до 100 м3/сут).

На старых промыслах (например Жирновское м/р) применяются также для замера дебита малодебитных скважин замерные траппы.

Методика подсчета.

Если АГЗУ подключено к телемеханике, то замер дебита за определенный интервал времени автоматически пересчитывается на сутки.

При ручном замере снимаются показания счетчика до и после замера с точность до литров

Алгоритм расчета:

Ncчетчика кон. - Ncчетчика нач.

Qж = х 1,44

t кон. - t нач.

Ncчетчика - показания счетчика в литрах;

t - время в минутах.

Чем ниже дебит скважины, тем должно быть продолжительнее время замера.

Малодебитные скважины (менее 5 м3/сут) желательно ставить на суточный замер.

4. Первая помощь при переохлаждении

Ответ:

При появлении озноба и мышечной дрожи необходимо дополнительно укрыть, предложить тёплое сладкое питьё или пищу с большим содержанием сахара. При возможности дать 50 мл алкоголя и доставить в течении 1 часа в тёплое помещение или укрытие. В тёплом помещении - немедленно снять одежду и поместить в ванну с температурой воды 35 - 40°С или обложить большим количеством тёплых грелок. После согревающей вынны обязательно укрыть тёплым одеялом или надеть тёплую сухую одежду. Продолжать давать тёплое сладкое питьё до прибытия врачей.

5. Что включают в себя планы по предупреждению и ликвидации аварийных ситуаций?

Ответ:

План должен содержать:

Оперативную часть, в которой должны быть предусмотрены все виды возможных аварий на данном объекте, определены мероприятия по спасению людей и ликвидации аварии, а также лица, ответственные за выполнения мероприятий, и исполнители, места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий, действия газоспасателей, пожарных и других подразделений.

Распределение обязанностей между отдельными лицами, участвующими в ликвидации аварии.

Список должностных лиц и учреждений, которые должны быть немедленно извещены об аварии.

Схемы расположения основных коммуникаций.

Списки инсрументов, средств индивидуальной защиты, материалов, находящейся в аварийных шкафах, с указанием их количества и основной характеристики.

В оперативной части ПЛА должны быть предусмотрены:

2.1 Способы оповещения об аварии (сирена, световая сигнализация, громкоговорящая связь, телефон и др.), пути выхода людей из опасных мест и участков в зависимости от аварии.

2.2 Действия лиц технического персонала, ответственных за эвакуацию людей и предусмотренных мероприятий.

2.3 Режим работы вентиляции при возникновении аварии, в том числе включение аварийной вентиляции (при наличии).

2.4 Необходимость и последовательность выключения электроэнергии, остановки оборудования, аппаратов, перекрытия источников поступления вредных и опаных веществ.

2.5 Выставление на путях подхода (подъезда) к опасным местам постов для контроля за пропуском в загазованную и опасную зоны.

2.6 Способы ликвидации аварий в начальной стадии. Первоочередные действия технического персонала по ликвидации аварий, предупреждению увеличения их размеров и осложнений. Осуществление мероприятий по предупреждению тяжёлых последствий аварий, Порядок взаимодействия с газоспасательными и другими специализированными службами.

Размещено на Allbest.ru