Шнек загрузочный составной во время переезда отводится в сторону и крепится к монтажной раме. С помощью рабочего шнека песок подаётся из отсеков бункера в аккумулятор (смеситель) для приготовления смеси. На коническом днище бункера предусмотрены два пневмовибратора, приводимых от пневмосистемы автомобиля и улучшающих условия поступления песка в рабочий шнек. Аккумулятор смеси - емкость с лопастной мешалкой и поплавковым указателем уровня. Готовая песчаножидкостная смесь из аккумулятора отбирается песковым насосом, установленным на раме установки, и подается к насосным установкам. Привод узлов осуществляется от тягового двигателя автомобиля. Управление осуществляется одним оператором с пульта расположенного в кабине автомобиля.

гидравлический разрыв пласт скважина

3.2.7 Установка насосная УН1-630х700А (4АН - 700)

Предназначена для нагнетания различных жидких сред при гидравлическом разрыве пластов, гидропескоструйной перфорации и других продавочно - промывочных работах, проводимых в нефтяных и газовых скважинах. Установка насосная УН1-630х700А предназначена для нагнетания различных жидкостей при ГРП и состоит из силового агрегата, коробки передач, насоса, трубопровода и системы управления. Оборудование смонтировано на общей раме силового агрегата. Силовой агрегат на базе дизеля В2-800ТК-С3 оборудован системами водяного охлаждения, смазки, питания, многодисковой фрикционной муфтой сцепления постоянно-замкнутого типа, контрольно-измерительными приборами, электросистемой с аккумуляторной батареей, обеспечивающей запуск двигателя запуск дизеля электростартером.

Трехплунжерный насос 4Р-700 имеет сменные плунжеры двух типоразмеров, максимальное создаваемое давление до 70 МПа. Приемная линия насосов оборудована двумя выводами с противоположных (боковых) сторон. На напорной линии насоса устанавливается предохранительный клапан. Установкой управляют из кабины автомобиля.

Установка насосная УН1-630х700А.

Рис. 3.6.

1 - автошасси КрАЗ-257Б1А; 2 - пост управления; 3 - силовой агрегат; 4 - коробка передач ЗКПМ; 5 - зубчатая муфта; 6 - насос 4Р-700; 7 - напорный трубопровод; 8 - вспомогательный трубопровод.

4. Экономическая часть

4.1 Цель и сущность экономического обоснования технологического мероприятия

В данном разделе проводится экономическое обоснование технологического мероприятия (проведение процесса гидравлического разрыва) по интенсификации процесса разработки эксплуатационного объекта (Мелекесского горизонта Жирновского месторождения). Цель обоснования заключается в установлении экономической целесообразности проведения гидравлического пласта на мелекесском горизонте Жирновского месторождения. Сущность экономического обоснования состоит в расчете показателей экономического эффекта и оценке экономических результатов на основе анализа полной себестоимости товарной добычи 1 т. нефти (до и после реализации технологического мероприятия) и годового прироста прибыли от снижения производственных издержек на месторождении. В качестве основной экономической предпосылки применяется величина годового прироста добычи нефти на эксплуатационном объекте в результате реализации технологического мероприятия.

4.2 Характеристика итогового показателя экономического эффекта

В качестве результирующего показателя, по которому производится оценка экономической целесообразности реализации технологического мероприятия, используется величина годового прироста прибыли (?П) от снижения полной себестоимости товарной добычи нефти на эксплуатационном объекте. Формула определения ?П имеет следующий вид:

 ;

где: - полная себестоимость товарной добычи 1 т. нефти по эксплуатационному объекту до реализации технологического мероприятия, руб.;

- полная себестоимость товарной добычи 1 т. нефти по эксплуатационному объекту после реализации технологического мероприятия, руб.;

- годовой объем добычи нефти на эксплуатационном объекте после реализации технологического мероприятия, тыс.т.;

Значение определяется по формуле:

,

где - годовой объем добычи нефти на эксплуатационном объекте до реализации технологического мероприятия, тыс.т.;

- годовой прирост добычи нефти на эксплуатационном объекте в результате реализации технологического мероприятия, тыс.т.

4.3 Исходные данные для проведения экономического обоснования технологического мероприятия

Таблица 4.1 Калькуляция себестоимости добычи нефти по Жирновскому ЦДНГ.

Примечание:

(руб)

Таблица 4.2 Сведения о добыче нефти по и эксплуатационному объекту.

4.4 Расчет показателей экономического эффекта

4.4.1 Расчет полной себестоимости товарной добычи 1 т. нефти по ЭО до реализации технологического мероприятия

1. Годовой объем добычи нефти на ЭО до реализации технологического мероприятия.

,

где годовой объем добычи нефти на ЭО после реализации технологического мероприятия, тыс.т.

годовой прирост добычи нефти на ЭО в результате реализации технологического мероприятия, тыс.т.

(тыс.т.)

2. Годовой объем добычи жидкости на ЭО до реализации мероприятия.

,

где годовой объем добычи жидкости на ЭО после реализации технологического мероприятия, тыс.т.

(тыс.т.)

3. Расходы на электроэнергию по извлечению нефти.

,

где расходы на электроэнергию по извлечению нефти в ЦДНГ (на годовой объем добычи), тыс. руб;

годовой объем добычи жидкости по ЦДНГ, тыс. т.

(руб.)

4. Расходы по искусственному воздействию на пласт.

,

где расходы по искусственному воздействию на пласт по ЦДНГ (на годовой объем добычи нефти), т. руб.

 (руб.)

5. Основная заработная плата производственных рабочих.

,

где основная зарплата производственных рабочих по ЦДНГ (на годовой объем добычи нефти), т.руб.;

действующий фонд скважин по эксплуатационному объекту, скв.;

действующий фонд скважин по ЦДНГ (на годовой объем добычи нефти), скв.

(руб.)

6. Отчисления на социальные нужды.

,

где отчисления на социальные нужды по ЦДНГ, т.руб.

(руб.)

7. Амортизация скважин.

,

где амортизация скважин по ЦДНГ (на годовой объем добычи нефти).

(руб.)

8. Арендная плата за скважины по эксплуатационному объекту не учитывается.

(руб.)

9. Расходы по сбору и транспортировке нефти и расходы по технологической подготовке нефти по эксплуатационному объекту принимаются равными значениям этих статей затрат на 1 т. по ЦДНГ.

,

где расходы по сбору и транспортировке нефти по ЦДНГ (на 1 т. нефти), руб.;

расходы по технической подготовке нефти (на 1 т. нефти), руб.

(руб.)

10. Расходы на подготовку и освоение производства по эксплуатационному объекту не учитываются.

,

11. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования.

,

где расходы на содержание и эксплуатацию оборудования по ЦДНГ (на годовой объем добычи нефти), т.руб.

(руб.)

12. Цеховые расходы.

,

где цеховые расходы по ЦДНГ (на годовой объем добычи нефти),т.руб.

(руб.)

13. Прочие производственные расходы по ЭО принимаются равными значению этой статьи затрат на 1 т. по ЦДНГ.

,

где прочие производственные расходы по ЦДНГ (на 1 т. нефти), руб.

(руб.)

14. Производственная себестоимость валовой добычи 1 т. нефти.

результатов расчета по пунктам (3ч13),

(руб.)

15. Себестоимость нефти, используемой на собственные нужды, и нефти, связанной с ее потерями при подготовке и хранении.

,

где себестоимость нефти, используемой на собственные нужды, и нефти, связанной с ее потерями при подготовке и хранении по ЦДНГ (на годовой объем добычи), т.руб.

(руб.)

16. Производственная себестоимость товарной добычи 1 т. нефти.

,

(руб.)

17. Коммерческие расходы по ЭО принимаются равными значению этой статьи затрат на 1 т. нефти.

,

где - коммерческие расходы по ЦДНГ (на 1 т. нефти), руб.

(руб.)

18. Управленческие расходы по ЭО не учитываются.

(руб.),

19. Полная себестоимость товарной добычи 1 т. нефти по ЭО.

,

(руб.)

4.4.2 Расчет показателей экономического эффекта от реализации технологического мероприятия на ЭО

1. Условно-настоятельные расходы в полной себестоимости товарной добычи 1 т. нефти по ЭО до реализации технологического мероприятия.

,

где полная себестоимость товарной добычи 1т. нефти по ЭО до реализации технологического мероприятия, руб.;

доля условно-постоянных расходов в полной себестоимости товарной добычи нефти по ЦДНГ.

(руб.)

2. Переменные расходы в полной себестоимости товарной добычи 1т. нефти по ЭО до реализации технологического мероприятия.

,

(руб.)

3. Полная себестоимость товарной добычи 1т. нефти по ЭО после реализации технологического мероприятия.

,

где изменение затрат по калькуляционным системам товарной добычи 1т. нефти на ЭО за счет влияния технологического мероприятия, руб.

В данном примере , тогда

4. Годовой прирост прибыли в результате реализации технологического мероприятия на ЭО.

,

(т.руб.)

Для проведения экономической оценки использования мероприятия на эксплуатационном объекте результаты расчетов сводятся в таблице 4.3.

Таблица 4.3 Экономическая оценка мероприятия

4.5 Оценка экономических результатов

4.5.1 Расчет относительных значений оценочных показателей

1. Годовой прирост добычи нефти на ЭО в результате реализации технологического мероприятия.

,

(%)

2. Снижение полной себестоимости товарной добычи 1т. нефти по ЭО после реализации технологического мероприятия.

,

(%)

4.5.2 Экономическая оценка

В результате данного технологического мероприятия (проведение гидравлического разрыва пласта) по интенсификации нефтеотдачи пласта Мелекесского горизонта Жирновского месторождения годовой объем добычи нефти увеличился на 5.8% и составил величину 23.4 тыс. т. Это обеспечивает снижение полной себестоимости 1т. нефти на Жирновском месторождении с 1482 рублей до 1431 рублей (на 3.44%) и годовой прирост прибыли в размере 1193,4 тыс. руб.

Выводы

Проведенное экономическое обосновании и оценка результатов расчетов показывает, что реализация настоящего технологического мероприятии по интенсификации процесса разработки Мелекесского горизонта Жирновского месторождения экономически целесообразно (годовой прирост прибыли составляет 1193,4 тыс. руб.).

Всё вышеперечисленное позволяет сделать вывод, что применение метода гидроразрыва пласта на Мелекесском горизонте Жирновского месторождения экономически целесообразно и рекомендуется проводить в дальнейшем.

5. Охрана труда

5.1 Анализ риска

5.1.1 Описание системы Ч-М-С

Человек: руководитель работ (мастер), машинист насосной установки, машинист блока манифольдов, машинист ЦА-320, водитель песковоза, машинист смесителя. Машинист насосной установки должен: соблюдать порядок производства работ и меры безопасности при работе насосов, т.е. при самом разрыве. Следить за показаниями манометров и других КИП (контрольно-измерительных приборов). В случае, когда давление в скважине или в линии превышает испытательное давление оборудования, насосные установки немедленно останавливаются. Машинист блока манифольдов: отвечает за надежность соединений трубопроводов от спецтехники к блоку манифольдов, а затем к устьевой головке, расположенной непосредственно на скважине. Машинист ЦА-320: следит за поддержанием постоянного давления заданного технологическим режимом. Машинист смесителя: обеспечивает подготовку технологических жидкостей в резервуарах и последующую их подачу через систему манифольдов на прием насосных агрегатов. Мастер (руководитель работ): обеспечивает правильную организацию и безопасное ведение работ, эксплуатацию оборудования, механизмов, инструктажа, КИП и средства защиты, следит за содержанием рабочих мест в надлежащем состоянии. Обеспечивает рациональное размещение материалов, запасных частей, деталей, инструментов, приспособлений на рабочих местах, их хранение, не допускает загроможденности рабочих мест. Руководит работами с опасными условиями труда по заранее разработанным планам, проектам организации труда. Проводит инструктажи рабочим с показом безопасных методов работы. Запрещает работы на неисправном оборудовании. Обеспечивает соблюдения рабочими требований правил и инструкций по безопасному ведению работы, технологических режимов и регламентов, применение безопасных приемов труда. Мастер ГРП находится непосредственно в станции контроля и управления, откуда и производит сам процесс гидравлического разрыва пласта.

Машина: кислотовоз, насосный агрегат FS -2251, блок манифольда IS-200, станция контроля EC-22ACD, емкости, насосный агрегат ЦА-320, трубопроводы высокого и низкого давления, устьевая головка, насосно-компрессорные трубы, пакер, задвижки.

Предмет труда: скважина, нефть, кислота, вода, хим. реагенты. Среда: внешняя среда, санитарно-гигиенические условия. Природные условия: климат Поволжья (температура, сильный ветер, дождь, снег, град), санитарно-гигиенические: наличие чистой питьевой воды, сан.узлов, столовых, средств индивидуальной защиты, бытовой комнаты для временного отдыха, помещение для сушки спецодежды. 1.2. Человек: оператор ЭВМ в станции управления ГРП. В обязанности оператора ЭВМ входит: прием и ввод информации, наблюдение и корректировка решаемых задач по готовым программам, ведение технологического процесса ГРП, запуск и отключение установок и механизмов, ведение вахтовой документации по проводимым работам и т.д.

Машина: Компьютер Celeron 2GHz 512 Мб ОЗУ 80 Гб, монитор Flatron F920B 19 , клавиатура, мышь, кресло, стол.

Предмет труда: Программное обеспечение, модуль памяти.

Среда: Температурный режим помещения регулируется системой кондиционирования и вентилирования и отопительной системой в зимний период.

Санитарно-гигиенические условия: освещение днем естественное плюс искусственное, шум; санитарно-бытовые помещения, снабженные вентиляцией, освещением, отоплением, бутилированной питьевой водой.

5.1.2 Идентификация опасностей

Классификация факторов по видам повреждений

1)Механические травмы

Воздействие кинетической энергии.

Физические активные факторы, которые представляют явную опасность:

Б - перемещаемые изделия, заготовки, грузы (трубы, пакер, инструменты).

Воздействие потенциальной энергии.

Физические активные факторы, представляющие скрытую опасность:

И - взрыв. Взрыв возможен при отборе проб, замене манометров, замене уплотнительных прокладок, при проведении газоопасных работ.

Физические пассивные факторы, возникающие в результате коррозии материалов, накипи; уменьшение прочности конструкции:

О - разрушение конструкции. Возникает в результате уменьшения прочности конструкции из-за коррозии, превышения допустимых нагрузок и давления (обрыв канатной подвески, порыв трубопровода).

2)Термические ожоги, обморожения.

Воздействие тепловой энергии

Физические пассивные факторы, которые представляют скрытую опасность, так как возникают во время пожара:

У - открытый огонь при пожаре, взрыве. Фактор может возникнуть при монтаже и ремонте оборудования, при проведении газоопасных работ, сварочных работ;

Ф - горючие вещества (нефть - ЛВЖ: t вс < 35°С; масла, смазки-ГЖ: t вс>150°С).

3)Химические ожоги. Воздействие химической энергии

Химические активные факторы, представляющие явную опасность:

X - вредные раздражающие вещества.

4)Профессиональные заболевания, отравления. Воздействие химической энергии

Химические активные факторы, представляющие явную опасность:

Ш - токсичные вещества Данный фактор возникает при спуско-подъемных операциях, нефтегазоводопроявлениях, уборке замазученности, операциям по интенсификации добычи нефти, при применении различных кислот и реагентов (ПДК нефти 300 мг/м , ПДК газа 300 мг/м );

Щ - повышенная загазованность (попутный газ: класс опасности - 4, ПДК-300 мг/м³; сероводород: класс опасности - 2, ПДК-3 мг/м³; углекислый газ: класс опасности - 4, ПДК - 10 мг/м³).

Воздействие потенциальной энергии

Физические активные факторы, представляющие скрытую опасность:

N - повышенная и пониженная температура воздуха. Возникает при длительной работе на открытой местности в неблагоприятных метеорологических условиях. Пониженная температура воздуха зимой (до -36 С) и повышенная летом (до +35 С), сильные ветры до 20 м/с являются особенностью метеоусловий в Оренбургской области и создают опасность для работающих на открытом воздухе (зимой - простудные заболевания, обморожения; летом - перегрев, тепловые удары.)

Воздействие психической энергии

Психические пассивные факторы, представляющие скрытую опасность:

W - психические перегрузки. Возникают во время внештатных ситуаций и при ликвидации аварий.

Для оператора ЭВМ, находящегося во время ГРП в станции управления выбраны следующие опасные и вредные факторы:

1)Электрический удар.

Воздействие электрической энергии

Электрические скрытые факторы, представляющие скрытую, а иногда и явную опасность:

Ц - наличие напряжения. Возникает при нарушении изоляции кабеля, пробое на корпус и отсутствии заземления;

Ч - наличие накопления статического электричества.

2)Профессиональные заболевания, отравления. Воздействие излучений

Пассивные электромагнитные факторы:

Я - недостаточная освещенность;

+ - повышенный уровень электромагнитных излучений.

Выбор причин возникновения опасных и вредных факторов, аварий.

Причины, связанные с машиной.

Технологические причины

11. Эксплуатация неисправных машин, механизмов, приспособлений, инструмента (неисправность приборов контроля (манометров); неплотные фланцевые соединения составных частей устьевой арматуры;

неисправность вентилей, задвижек, сальников; все это приводит к утечке вредных токсичных веществ).

Причины, связанные с человеком.

Организационные причины

15. Допуск к работе необученного персонала или недостаточная квалификация персонала. Несчастные случаи на производстве могут произойти в результате допуска к работе лиц, не прошедшие обучения безопасным методам и приемам работы в виде вводного инструктажа, инструктажа на рабочем месте (первичного, периодического, внеочередного). Немалую роль в формировании несчастных случаев играет отсутствие массовой пропаганды техники безопасности, производственной санитарии, культуры производства.

Нарушение трудовой и производственной дисциплины

18. Нарушение правил и норм, инструкции по охране труда (Инструкция №1.8. по охране труда для пульта управления, занятого на объектах нефтедобычи; Инструкция по охране труда для оператора гидравлического разрыва пласта; Инструкция по охране труда при приготовлении жидкости гидроразрыва № 2-31; Инструкция по охране труда при проведении гидравлического разрыва пласта №2-03; Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности).

22. Неприменение на работе СИЗ.

Неудовлетворительная организация работ

24. Отсутствие контроля и надзора за проведением работ повышенной опасности.

Причины, связанные с работоспособностью человека

37. Климатические особенности и сезонные изменения климата.

38. Внезапные выбросы нефти и газа (выброс газа из затрубного пространства в результате неисправного состояния сальников, арматуры устья; порыв нефтепровода и разрушение сосуда в результате коррозии, неисправности предохранительных клапанов).

5.1.3 Оценка риска

Таблица 5.1 I. Формирование фрейма.

Таблица 5.2 II. Формирование матрицы.

Таблица 5.3 III. Составляем матрицу образов.

Выводы:

11 причина: 7 * 4 = 28 22 причина: 3 * 3 = 9

15 причина: 8 * 6 = 48 24 причина: 7 * 7 = 49

18 причина: 14 * 8 = 112 37 причина: 3 * 2 = 6

38 причина: 6 * 5 = 30.

Основной причиной является 18, причины 11, 15, 22, 24, 37 и 38 являются сопутствующими.

5.2 Рекомендации по уменьшению риска производственного оборудования

5.2.1 Технические мероприятия направленные на устранение контакта работающих с опасными и вредными факторами в источнике их возникновения

Необходимо производить подготовку скважины к проведения ГРП, которая заключается в надежном креплении всех фланцевых соединений. Сборка линий высокого и низкого давлений с надежным креплением БРС, с наличием уплотнительных колец. Герметичность сальниковых уплотнений штоков насоса. Наличие исправных лестниц, перильчатых ограждений, рабочей площадки ЦА-320, песковоза и пескосмесительной установки (смесителя). Наличие искрогасителей на выхлопных трубах работающих агрегатов. Подготовка и планирование территории вокруг устья скважины для размещения спец. техники.

5.2.2 Организационные мероприятия, направленные на предупреждение несчастных случаев и аварий

Устье скважины должно быть оборудовано устьевой арматурой на рабочее давление 700 МПа и на высоте не более 1,5 м от земли.

Расстановка агрегатов:

а) от устья скважины до блок-манифольда -- не менее 10 м;

б) от блок-манифольда до насосных установок -- не менее 4 м;

в) от блок-манифольда до пескосмесительной установки - не менее 1,5м;

г) между насосными установками -- не менее 1 м;

д) между смесителем и емкостями с рабочим агентом -- не менее 1,5 м.

Необходимо удалить всю технику, не принимающую прямого участия в процессе, на расстояние не менее 50 м.

Правила технической и безопасной эксплуатации.

Требования безопасности при проведении подготовительных работ.

В процессе подготовки скважины к проведению ГРП должны выполняться все требования, предъявляемые к работе при капитальном ремонте скважин. Должны быть составлены схемы расстановки техники и оборудования у скважины и обвязки устья при ГРП, которые должны быть согласованы с представителями органов Госгортехнадзора России и противофонтанной службы и утверждены генеральным директором предприятия (схемы прилагаются). После спуска пакера, обвязки устья скважины необходимо произвести опрессовку герметизирующего устройства. Затарка емкостей рабочей жидкостью (солярка, нефть) должна производиться с заземляющим проводником, при этом должно быть исключено падение жидкости свободно падающей струей, т.е. они должны затариваться через имеющуюся запорную арматуру. Ёмкости должны быть дополнительно оборудованы дыхательным патрубком, уровнемером, горловины должны иметь площадки для обслуживания и испытаны на герметичность. Тормозная система прицепа, на котором смонтирована емкость, должна работать от педали автомобиля тягача и обеспечивать такое распределение тормозных усилий между автомобилем и прицепом, чтобы при торможении исключалась возможность складывания автопоезда. Прицеп должен быть оборудован двумя тормозными клиньями для дополнительной фиксации колес при остановке, а также должен иметь указатели поворота. На задней стенке прицепа для перевозки емкостей должны быть установлены два светоотражающих приспособления красного цвета.

Требования безопасности перед началом работ.

Перед началом работ начальник службы ГРП или его заместитель, являющийся руководителем работ, обязан ознакомиться с планом работ по проведению ГРП, в котором должны быть указаны все параметры скважины (мощность пласта, месторасположение пакера, метод предварительной перфорации, пластовое давление и т. д.), ознакомить членов бригады, занятых непосредственно в проведении ГРП, под роспись с планом работ, со схемой расстановки техники, оборудования, со схемой обвязки устья скважины, с безопасными приемами работ, с возможными опасными и аварийными ситуациями, а также провести распределение рабочих заданий и обязанностей. Рабочая площадка скважин должна быть спланирована, освобождена от посторонних предметов, не должна иметь замазученности. Устье скважины должно быть оборудовано арматурой устья 2АУ - 700 на рабочее давление 700 атм., Ду = 50 мм, при этом арматура должна быть установлена на высоте не более 1,5 м от земли. При невозможности установки арматуры на высоте 1,5 м для обвязки устья необходимо применять переносные рабочие площадки. Арматура устья до установки ее на колонну НКТ должна быть опрессована давлением, в полтора раза превышающим наибольшее ожидаемое давление в процессе ГРП, но не более пробного давления, указанного в паспорте, должна иметь штурвал и свободно открываться и закрываться. Результаты опрессовки оформляются актом. Все нагнетательные трубопроводы необходимо опрессовать на полуторакратное ожидаемое рабочее давление, но не более давления, допустимого для НКТ (для НКТ -- 2,5", N -- 50, толщина стенок -- 5,0 мм, давление опрессовки -- 600 атм.). В качестве нагнетательных трубопроводов запрещается использование гибких резиновых шлангов или резиновых шлангов, имеющих стальную оболочку. На устьевой арматуре или на нагнетательных линиях насосных агрегатов должны быть установлены обратные клапана, а на насосных установках -- заводские электронные предохранительные устройства. Перед началом работ предохранительное устройство насосной установки должно быть настроено на максимальное рабочее давление. Работоспособность предохранительного устройства должна быть проверена при опрессовке нагнетательных трубопроводов. Предохранительное устройство насосной установки при достижении максимального рабочего давления должно сбросить дроссель силового двигателя на холостой ход и перевести трансмиссию в положение "Нейтраль". Для замера и регистрации давления и расхода жидкости к устьевой арматуре и насосным установкам должны быть присоединены датчики контроля и регистрации за заданными параметрами, которые при помощи кабелей должны быть выведены в станцию контроля. При помощи станции контроля должна также регулироваться работа насосных установок. В целях безопасности обслуживания агрегатов и возможности отъезда какого-либо из них в сторону в случае необходимости следует соблюдать следующие расстояния:

а) от устья скважины до блок-манифольда -- не менее 10 м.

б) от блок-манифольда до насосных установок -- не менее 1 м.

в) от блок-манифольда до пескосмесительной установки не менее 1.5м.

г) между насосными установками -- не менее 1 м.

д) между пескосмесительной установкой и емкостями с рабочим агентом -- не менее 1,5 м.

Персонал, транспорт и оборудование, не имеющие отношения к операции по ГРП, должны быть удалены на безопасное расстояние не менее 50м с наветренной стороны. Не допускается расстановка агрегатов и проход линии высокого давления в охранной зоне электропередачи. Пересечение линии электропередачи допускается поверх трубопроводов низкого давления. Охранная зона определяется расстоянием в 10 м от крайних проводов линии электропередачи.

Требования безопасности при выполнении работ.

Все работы должны проводиться только под руководством начальника службы ГРП или его заместителей. При этом операция ГРП должна проводиться только в дневное время (светлое время суток). В момент проведения операций на территорию рабочей площадки скважины не допускаются посторонние лица. Присутствующие при операции вышестоящие должностные лица не имеют права подачи команд, минуя руководителя работ, кроме команды "Остановка" при аварийной ситуации или получении травмы обслуживающего персонала. Во время опрессовки нагнетательных линий, НКТ и пакера нахождение людей возле устья скважины и у нагнетательных трубопроводов запрещается. Пуск в работу агрегатов разрешается только после удаления людей, не связанных с непосредственным выполнением работ у агрегатов, за пределы опасной зоны. При производстве ГРП для лиц, участвующих в его проведении, определены следующие рабочие места:

а) руководитель работ -- станция контроля за процессом ГРП;

б) машинист насосной установки -- двое возле емкостей с технологическими жидкостями, двое -- возле насосных установок;

в) водитель блок-манифольда -- возле станции контроля;

г) машинист ЦА-320 -- на агрегате ЦА-320;

д) водитель песковоза -- возле песковоза;

е) водитель пескосмесительной установки -- в верхней кабине агрегата, около станции управления пескосмесительной установки. Во время работы агрегатов запрещается ремонтировать их или крепить обвязку устья скважины и трубопроводов. Рабочие, обслуживающие насосные установки, должны находиться в специально предназначенных для них местах во время работы насоса и ожидать указаний руководителя работ. Когда давление в скважине или в линии превышает испытательное давление оборудования, насосные установки необходимо немедленно остановить. В процессе закачки жидкости необходимо принять меры против подсоса воздуха всасывающими линиями. В зимнее время после временной остановки работ следует пробной прокачкой жидкости убедиться в отсутствии пробок в трубопроводах . При ГРП с применением кислот, щелочных растворов надлежит руководствоваться требованиями безопасности при работе с данными реагентами. При возникновении аварийных ситуаций необходимо руководствоваться планом ликвидации возможных аварий, согласованным с представителями органов Госгортехнадзора России и противофонтанной службы и утвержденным генеральным директором предприятия.

Обеспечение электро-, пожаро- и взрывобезопасности.

При проведении ГРП на территории рабочей площадки скважины должна дежурить пожарная машина. При этом боевой расчет должен находиться в развернутом положении, а личный состав -- в безопасной зоне. При проведении ГРП на территории рабочей площадки скважины запрещается курить, пользоваться открытым огнем. Рекомендуется курительные принадлежности оставлять в автомобилях. Весь транспорт, находящийся на территории рабочей площадки скважины, должен быть оборудован глушителями и искрогасителями, а насосные установки -- системами аварийной остановки. Насосные агрегаты предпочтительно располагать с наветренной стороны от скважины. Не допускать разливов горючих жидкостей на территории рабочей площадки скважины. Для слива горючих жидкостей из нагнетательных трубопроводов по окончании ГРП или при вынужденных остановках применять переносную тару. Если горючая жидкость вылилась на землю, то необходимо принять меры против ее растекания. Необходимое противопожарное оборудование должно располагаться в стратегических точках, быть в исправном состоянии. При этом рабочий персонал должен быть обучен работе с ним и обязан находиться в готовности его использовать. Весь транспорт, находящийся на территории рабочей площадки скважины должен быть укомплектован огнетушителями. Все оборудование, участвующее в проведении ГРП должно быть заземлено согласно утвержденной схеме.

Организация обучения безопасным методам работы.

Администрация предприятия обеспечивает обучение рабочих безопасным методам и приемам работы. Персонал допускается к работе после прохождения инструктажа по безопасному ведению работ. Инструктажи проводятся с целью ознакомления с основными положениями трудового законодательства, правилами и нормами. Инструктажи подразделяются на вводный и инструктаж на рабочем месте. Инструктажи на рабочем месте подразделяются на первичный, повторный, внеочередной и разовый. Со всеми поступающими на предприятие рабочими независимо от их образования и стажа работы проводят вводный инструктаж. Вводный проводит работник службы техники безопасности. За инструктаж на рабочем месте отвечает мастер. Первичный инструктаж проводится со всеми принятыми на работу или переведенными с других цехов, бригад. При инструктаже работника знакомят:

· с его обязанностями и правилами поведения на рабочем месте;

· с содержанием инструкций по безопасному ведению работ;

· с порядком содержания рабочих мест;

· с требованиями техники безопасности при обслуживании оборудования;

· с опасными и вредными зонами;

· с порядком и правилами применения СИЗ;

· с методами и способами оказания первой медицинской помощи при несчастных случаях и другими вопросами.

Очередной инструктаж проводится один раз в три месяца для основной профессии и один раз в шесть месяцев для подсобных рабочих. Внеочередной инструктаж проводится в случае изменения технологического процесса, при вводе в эксплуатацию нового оборудования, при поступлении новых правил по охране труда, при аварии и несчастном случае. При выполнении работ, связанных с повышенной опасностью и работ, выполняемых по наряду-допуску, проводится разовый инструктаж. О проведенных инструктажах делается соответствующая запись в журнал проведения инструктажей на рабочем месте. Допуск рабочего к самостоятельной работе производится после стажировки в течении 10 смен под руководством опытного оператора и сдачи экзаменов по технике безопасности цеховой комиссии. Повторная проверка знаний для ИТР предприятий один раз в три года, для ИТР и рабочих бригад один раз в год. Виды документации, оформляемой мастером: журнал регистрации инструктажей на рабочем месте, журнал разовых инструктажей, журнал первой ступени контроля, журнал второй ступени контроля, журнал проведения учебных тревог, журнал осмотра оборудования и грузозахватных приспособлений, вахтовый журнал, акты о приеме и сдаче скважины в ремонт, технический наряд на ремонт скважины, журнал проведения оперативных совещаний по технике безопасности, отчет о состоянии условий труда в бригаде. Все рабочие бригады должны быть обучены в специализированных учебных заведениях, учебно - курсовых комбинатах, имеющих лицензию на право обучения по специальностям и курсам. После этого рабочие проходят 3 месячную стажировку в группе ГРП, затем сдают экзамены по профессиям, после чего выдаются свидетельства. После вводного инструктажа на производстве и проверки знания комиссией цеха, возглавляемой руководителем цеха, работник направляется в бригаду. Для работников, вновь принятых на работу с высшим и средне -техническим нефтяным образованием за теоретический курс обучения засчитывается обучение в учебных заведениях, работники направляются на стажировку сроком от 1 месяца, сдают экзамены в УКК и получают свидетельство по профессии. На рабочем месте инженер по ГРП проводит первичный инструктаж с отметкой в "Журнале регистрации инструктажей персонала на рабочем месте", каждый квартал проводится повторный инструктаж в соответствии с программой проверки по специальности. Эти инструктажи проводятся с целью ознакомления работников с конкретной производственной обстановкой, характером производства, безопасными методами и приёмами работы, действующими в группе. В любых случаях, вызванных производственной необходимостью, с работниками проводится внеплановый инструктаж, данный инструктаж проводит непосредственный руководитель. Внеплановыйинструктаж проводится при изменении производственного процесса, замене или модификации оборудования, когда на производстве произошёл несчастный случай или авария, который вызывает необходимость инструктажа рабочих, по приказу или распоряжению руководства предприятия, ознакомление с приказами, письмами и т.д. При получении рабочими задания на выполнение разовых работ, не входящих в круг их основных обязанностей или в условиях повышенной опасности (работ выполняемых по наряду-допуску), с ними должен быть проведён разовый инструктаж. Все вышеперечисленныеинструктажи фиксируются непосредственным руководителем в "Журнале регистрации инструктажей персонала на рабочем месте". Рабочие ежегодно проходят проверку знаний по профессиям, каждые 3 года обучаются на курсах "Предупреждение ГНВП", и "Правила пользования переносными газоанализаторами" в УКК. Руководитель группы ежегодно проходит проверку знаний, проверка осуществляется комиссией. Кроме того, на скважине не реже 1 раза в месяц проводятся учебные тревоги по первоочередным действиям вахт при возникновении ГНВП. Вахта должна уложиться в нормативное под председательством руководителя предприятия время герметизация устья скважины, отработать свои действия до автоматизации, понять смысл процесса. Результаты заносятся мастером в "Журнал учебных тревог". Оператор ЭВМ каждые 6 месяцев должен проходить повторный инструктаж и не реже 1 раза в год проверку знаний по основной профессии.

Организация контроля за состоянием технологического оборудования.

Регулярный осмотр и профилактические ремонты оборудования. Обязательная опрессовка линии высокого давления перед началом работ. Опрессовка производится на 1,5 ожидаемое рабочее давление, но не выше допускаемого рабочего давления агрегата. В зимнее время после временной остановки работ следует пробной прокачкой жидкости убедиться в отсутствии пробок в трубопроводах. В процессе закачки жидкости необходимо принять меры против подсоса воздуха всасывающими линиями.

Перечень необходимой документации по вопросам охраны труда, промышленной безопасности.

Методические указания к дипломному проектированию "Обеспечение безопасности при эксплуатации объектов нефтяной и газовой промышленности";

Инструкция №1.8. по охране труда для пульта управления, занятого на объектах нефтедобычи;

Инструкция по охране труда для оператора гидравлического разрыва пласта;

Инструкция по охране труда при приготовлении жидкости гидроразрыва №2-31;

Инструкция по охране труда при проведении гидравлического разрыва пласта №2-03;

Гигиенические требования к персональным электронно-вычислительным машинам и организации работы. СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03;