1. Классификация скважин по степени опасности и возникновения газонефтеводопроявлений на разрабатываемых месторождениях нефти и газа

Название	1. Классификация скважин по степени опасности и возникновения газонефтеводопроявлений на разрабатываемых месторождениях нефти и газа
Дата	28.11.2020
Размер	1.05 Mb.
Формат файла
Имя файла	1374696.doc
Тип	Документы #154735
страница	1 из 4

1 2 3 4

Билет №1

1. Классификация скважин по степени опасности и возникновения газонефтеводопроявлений на разрабатываемых месторождениях нефти и газа.

№ п/п	Категория	Характеристика скважины
1.	I категория	- нефтяные скважины, в которых нефти имеют газовый фактор, равный 200м³/т и более. - нефтяные скважины, в которых возможно поступление газа в эксплуатационную колонну через имеющиеся в колонне нарушения в результате межпластовых перетоков. - нефтяные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического на 20% и более. - нефтяные скважины, в которых попутный газ или нефтяные пары содержат сероводород, превышающий ПДК в воздухе рабочей зоны (10 мг/м³ для сероводорода; 3 мг/м³ в смеси с углеводородом). Рабочей зоной является пространство, ограниченное по высоте 2 метра над уровнем пола или площадки, на которой находятся места постоянного или непостоянного (временного) пребывания работающих;
2.	II категория	- нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатическое более, чем на 20% и нефти имеют газовый фактор менее 200м³/т. - нефтяные и нагнетательные скважины, в продукции которых сероводород содержится ниже ПДК в рабочей зоне, при этом пластовое давление не превышает гидростатическое более, чем на 10%. - скважины, подлежащие освоению на новых месторождениях, на которых возможны газонефтеводопроявления.
3.	III категория	+ скважины, в которых пластовое давление равно гидростатическому или ниже его, сероводород не превышает ПДК в рабочей зоне, газовый фактор ниже 100 м³/т;

В отдельных случаях категорийность скважины определяется в оперативном порядке техническим руководителем подразделения и военизированным отрядом с оформлением акта

2. Понятия: газонефтеводопроявления, выброса, открытого фонтана.

Газонефтеводопроявление – процесс поступления продукции в ствол скважины, не предусмотренное техническим проектом.

Выброс – кратковременное неуправляемое истечение жидкости (газа, нефти, воды) из скважины.

Фонтан – неуправляемое истечение жидкости (газа, нефти, воды) из скважины долговременное.

Билет №2

1. Конструкция малогабаритного плашечного превентора.

Превентор плашечный малогабаритный ППМ-125 х 25 предназначен для предотвращения и ликвидации газонефтеводопроявлений путем герметизации устья скважины при проведении аварийных работ.

ППМ обеспечивает герметизацию устья при наличии в стволе скважины насосно-компрессорных труб диаметром 33, 42, 48, 60, 73, 89 мм, геофизического грузонесущего кабеля диаметром от 6,3 до 16 мм, либо при их отсутствии.

ППМ состоит из следующих основных узлов и деталей (рис. 2): цилиндра корпуса 1, плашки 6, сменного уплотнителя 7, обоймы центратора 17, сменных вкладышей 18, штока 8, уплотнительной гайки 11, штурвала 16.

Корпус ППМ выполнен в виде крестовины сварного исполнения, который включает: цилиндр 1, верхний патрубок 2, нижний патрубок 3, присоединительные фланцы 4 и 5.

Внутри цилиндра 1 подвижно установлены плашки 6, гуммированные маслобензостойкой резиной. В корпусе плашки, в зависимости от диаметра герметизируемых труб,

Рис. 2. Превентор плашечный малогабаритный ППМ

устанавливаются уплотнители 7 соответствующего типоразмера, Задняя часть корпуса плашки 6 имеет «Т»-образный паз для соединения с головкой штока 8 через кольцо 9. С целью исключения поворота в нижней части корпуса плашки выполнен шпоночный паз, взаимодействующий со штифтами 10, жестко связанные с цилиндром 1. Перемещение штока осуществляется через уплотюгтельную гайку 11, жестко установленную относительно цилиндра 1, поджимной крышкой 12 и установочного штифта 13. Уплотнение гайки 11 относительно цилиндра 1 осуществляется резиновыми кольцами 14 круглого сечения, а относительно штока 8 — резиновыми самоуплотняющимися манжетами 15. Вращение штока 8 осуществляется штурвалом 16.

Обеспечение устьевой соосности опускаемых труб относительно ствола скважины достигается установкой центратора в проходном отверстии корпуса ППМ.

Центратор состоит из обоймы центратора 17, связанной с патрубком 2 резьбовым соединением и вкладышом 18 соответствующего типоразмера.

Закрывается и открывается превентор вращением штурвалов 16 соответственно по часовой и против часовой стрелки. При закрытии превентора герметизация устья скважины осуществляется принудительным выдавливанием резины головкой штока 8 через подвижно установленный в корпусе плашки диск 19.
2. Понятия: пластовое давление, забойное давление, гидростатическое давление, репрессия, депрессия.

В пластовых условиях жидкость и газ, насыщающие поровое пространство коллекторов, как и сами коллекторы, находятся под давлением, которое называется пластовым.

Пластовое давление в различных точках залежей переменно, поэтому его определяют как средневзвешенное значение (при одинаковой глубине) по всем скважинам данного пласта именуют приведенным. Пластовое давление обычно соответствует гидростатическому давлению столба воды в скважине до глубины залегания данного пласта.

Давление на забое работающей скважины называется забойным давлением.

Разница между пластовым давлением и забойным давлением добывающей скважины называется депрессией.

Разница между забойным давлением и пластовым давлением нагнетательной скважины называется репрессией.

Гидростатическое давление равно произведению удельного веса столба жидкости в скважине на высоту столба этой жидкости плюс внешнее давление на свободной поверхности жидкости на устье скважины.

 полное гидростатическое давлениена глубине , Па

 ускорение свободного падения м/с²

 глубина скважины, м.

 внешнее давление на свободной поверхности жидкости (устье), Па

Билет №3

Монтаж противовыбросового оборудования.

В процессе производства капитального ремонта скважин не исключена возможность возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов. Ремонт скважины, относящейся к 1 категории опасности производить с установкой на устье противовыбросового оборудования (ПВО) согласно "Распределения скважин находящихся в бурении, капитальном и текущем ремонтах на месторождениях Республики Татарстан по категориям опасности возникновения газонефтеводопроявлений". К монтажу ПВО допускаются превенторы марки ПГ 100 х 35 (ТУ 26-16-159-84), ППГ-180 х 21, а также крестовины, колонные фланцы с патрубком и краном высокого давления.

Монтаж ПВО осуществляется обученными лицами под руководством механика по эксплуатации оборудования или мастера КРС по схеме, утвержденной ОАО "Тат нефть", согласованной с Альметьевским военизированным отрядом и органами Ростехнадзора. Утвержденная схема монтажа и инструкция должны быть выданы и находиться в каждой бригаде, производящей ремонт скважины с установкой ПВО. Погрузка и разгрузка ПВО во время транспортировки производится с использованием грузоподъемных механизмов. Разгрузка ПВО с транспортных средств путем сбрасывания запрещается. К устью скважины и к штурвалу превентора должны быть оборудованы подходы и площадки для производства осмотра и ремонтных работ.
На скважине должен быть отпрессованный и пронумерованный аварийный обратный клапан по типоразмеру применяемых НКТ или бурильных труб. В случае применения колонны НКТ или бурильных труб различных диаметров, на скважине необходимо иметь отпрессованную трубу под размер плашек превентора с переводником под инструмент, которая должна находиться на мостках в исправном состоянии. Аварийный обратный клапан и переводник должны быть окрашены в красный цвет.

Причины, способствующие возникновению газонефтеводопроявлений.

Билет №4

Схема обвязки противовыбросового оборудования.

Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования должна, в случае возникновения проявлений, обеспечивать эффективность работ по их ликвидации. Для беспрепятственного доступа обслуживающего персонала к установленному на устье противовыбросовому оборудованию под буровой должен быть сделан твёрдый настил.

Схема противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части должна включать фланцевую катушку и разъёмные воронку и жёлоб для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.

Меры безопасности и технические требования при производстве работ на скважинах 1-й категории.

На скважинах первой категории.

Работы производятся с письменного разрешения представителя военизированного отряда по предупреждению возникновения и ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов. Бригада должна быть ознакомлена с планом работ под роспись.

Примечание: Планы работ согласовываются с представителем военизированной службы.

Глушение скважин производится раствором (промывочной жидкостью), создающим достаточное противодавление на продуктивные пласты.

Устье скважины должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием (малогабаритный превентор или герметизатор устья типа УГУ2 — 140 (120) х21).

Скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины, находящемся на растворном узле или непосредственно на скважине. Подъем труб из скважины проводится с доливом и поддержанием уровня на устье.
Работы по капитальному ремонту скважин должны проводиться специализированной бригадой по плану, утвержденному техническим руководителем предприятия. В плане необходимо предусмотреть все виды выполняемых работ и технические средства, обеспечивающие безопасность и защиту окружающей среды.

Пластовое давление, указанное в плане, должно быть замерено не более, чем за месяц до начала глушения скважины. Запрещается производство ремонтных работ при отсутствии достоверных данных о замере пластового давления.

В особо опасных зонах (закачка сухого газа, линии нагнетания и др.) замер пластового давления необходимо производить непосредственно перед ремонтом скважины.

Билет №5

Устьевой герметизатор - назначение, конструкция, эксплуатация.

Устройство и принцип работы

Герметизатор УГУ-2 состоит из уплотнительной головки и запорной компоновки (Рис. 2). Уплотнительная головка устанавливается между крестовиной фонтанной арматуры и гидроротором (АПР).

Уплотнительная головка закрепляется на крестовине фонтанной арматуры шпильками и герметизируется прокладкой.

Запорная компоновка (Рис. 2) состоит из затвора 1, крана запорного 2, верхнего 3 и нижнего 4 присоединительных патрубков и прокладок 5.

При необходимости герметизации устья скважины в случае появления признаков газонефтеводопроявления, а также при длительных перерывах в работе, нужно запорную компоновку присоединить к колонне труб НКТ. Ключом подачи затворов плашечные затворы вводятся в круговой паз герметизирующей муфты затвора 1 (Рис. 2). Поворотом рукоятки крана запорного 2 (Рис. 2) на 90° перекрывается канал колонны труб. Скважина загерметизирована.
2 Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.

Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых сохраняются условия фонтанирования или газонефтеводопроявления при пластовых давлениях, ниже гидростатического. Скважины, с содержанием сероводорода, глушатся жидкостью, содержащей нейтрализатор сероводорода.

Перед началом ремонтных работ скважина должна быть заглушена жидкостью с плотностью превышающей пластовое (поровое) давление на величину:

10-15% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 15 кгс/см2 (1,5 МПа);
5-10% для свкажин до 2500 м (интервалов 1200-2500 м), но не более 25 кгс/см2 (2,5 МПа);
4-7% для скважин глубиной более 2500 м (интервалов 2500 и до проектной глубины), но не более 35 кгс/см2 (3,5 МПа).

На глушение скважины составляется акт, в котором указываются:

параметры задавочной жидкости (плотность, объем, вязкость);
давление в начале глушения;
время начала и окончания глушения;
изменение состояния скважины в процессе глушения;
результат глушения скважины.

При проведении текущих и капитальных ремонтов устье скважины должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается предприятием и согласовывается с АВО и РТН РФ. После установки противовыбросового оборудования скважина опрессовывается на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны.

Категорийность скважины указывается в плане работ.

При ремонтах скважин I и II категорий опасности необходимо обеспечить обязательный долив. На скважине должна быть емкость для долива самотеком или автоцистерна.

В случае возникновения газонефтеводопроявления следует прекратить работу, закрыть устье скважины и сообщить в диспетчерский пункт цеха (согласно требованиям «Инструкции первичных действий бригад при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов»). Дальнейшие работы проводятся после составления плана мероприятий по предотвращению повторных газонефтеводопроявлений разработаных квалифицированными специалистами при участии представителя военизированного отряда, а при выделении газа герметизацию производить в противогазах, используя при этом искрогасящий инструмент.

Для предотвращения газонефтеводопроявлений обеспечивается самодолив скважины, оснащая уровнемером и градуировкой. Скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности.

Перед перфорированием колонны на устье скважины необходимо установить перфорационную задвижку опрессованную на допустимое давление колонны и оформленую актом опрессовки. Штурвал задвижки должен быть на расстояние не менее 10 метров от скважины и огражден щитом с навесом. На щите должны быть следующие надписи, указывающие:

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

число оборотов штурвала, необходимое для полного закрытия задвижки;
давление опрессовки задвижки на устье скважины.

Во время проведения прострелочных работ, в дневное время, работы не связанные со взрывными и прострелочными операциями в радиусе 50 м должны быть прекращены, а наземное оборудование остановлено.
Билет №6

Аварийная планшайба - состав изделия, порядок применения.

Аварийная планшайба с открытой задвижкой должна находиться на рабочей площадке при ремонте скважин всех категорий, по опасности ГНВП.

8.3.21. Особенности эксплуатации аварийной планшайбы:

8.3.21.1. Снять защитный колпачок, смазать резьбу подвесного патрубка, надеть защитный колпачок.

8.3.21.2. Проверить:

- соответствие типа размеров колонного фланца скважины и фланца аварийной планшайбы. При несоответствии типа размеров фланцев произвести замену колонного фланца на соответствующий;

- наличие уплотнительного кольца на аварийной планшайбе (должно быть прихвачено к фланцу или к переходной катушке);

- наличие полного комплекта шпилек гаек, контргаек, предусмотренных конструкцией фланца;

- наличие паспорта, акта опрессовки аварийной планшайбы на стенде (в цеховых условиях) и схему обвязки устья скважины.

8.3.21.3. После подготовки аварийной планшайбы произвести:

- демонтаж устьевой арматуры;

- установку крестовины с запорным устройством;

- первый подъем НКТ из скважины.

8.3.21.4. Процесс опрессовки аварийной планшайбы:

- спустить и установить в скважину пакер;

- установить аварийную планшайбу и цементировочным агрегатом или другим насосом путем нагнетания давления технологической жидкости в затрубное пространство, опрессовать аварийную планшайбу на максимальное ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны с составлением акта. Опрессовка проводится с участием не менее 3-х человек (состав вахты с обязательным присутствием мастера).

8.3.21.5. При работе в процессе ремонта скважин мастер или бурильщик не реже одного раза в смену должен проверять легкость закрытия и открытия шарового крана аварийной планшайбы.

Назначение противовыбросового оборудования.

В процессе производства подземного ремонта скважин не исключена возможность возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов. Для предупреждения ГНВП и ОФ используют ПВО. К монтажу ПВО допускаются превенторы, а также крестовины, колонные фланцы с патрубком и краном высокого давления.

Билет №7

1. Особенности эксплуатации противовыбросового оборудования типа ППШР-2 ФТ-152x21 при ремонте скважин.

8.3.20.1. Перед установкой на устье скважины ППШР-2ФТ-152-21 проверить:

- наличие документации на превентор;

- исправность уплотнительных колец и канавок на фланцах, на которых не должно быть дефектов (вмятин, царапин, прогиба и т.д.);

- наличие полного комплекта шпилек, гаек, контргаек, предусмотренных конструкцией ПВО;

- наличие отбойных щитов (2шт), валов дистанционного управления и штурвалов (2 шт.). Перед штурвалами на отбойных щитах должны быть нанесены несмываемой краской надписи с указанием:

- направления вращения «закрытия-открытия» превентора;

- число оборотов закрытия превентора;

- типа и размера плашек превентора;

- давления опрессовки;

- метки, совмещение которой с меткой на штурвале или на валу штурвала соответствует полному закрытию превентора при последнем обороте штурвала.

8.3.20.2. Выкидные линии превенторной установки должны быть изготовлены из труб диаметром 60 мм на быстросъемных соединениях.

8.3.20.3. Длина каждой рабочей линии не менее 10 м.

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

8.3.20.5. При монтаже ППШР-2ФТ-152х21 на устье скважины необходимо произвести:

- демонтаж устьевой арматуры;

- установить крестовину с запорным устройством на колонный фланец скважины. При несоответствии типа размеров фланцев крестовины и ПВО произвести замену колонного фланца на соответствующий и закрепить все шпилечные соединения;

- на фланец крестовины установить ППШР-2ФТ-152х21, и закрепить все шпилечные соединения;

- произвести монтаж выкидных линий и подготовить амбары для сброса нефти и технологической жидкости.

8.3.20.6. После монтажа ППШР-2 ФТ-152х21 необходимо:

- произвести первый подъем НКТ из скважины;

- спустить и установить в скважину пакер или «устройство для опрессовки устьевого оборудования»;

- в блоках глушения выкидных линий открыть все краны высокого давления;

- подсоединить цементировочный агрегат или другой насос к одному из выкидов ПВО;

- опрессовать ПВО на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны с составлением акта. Опрессовка проводится с участием не менее 3-х человек (состав вахты с обязательным присутствием мастера).

2.План ликвидации аварий.

Штаб разрабатывает оперативный план работ по ликвидации открытого фонтана.

В плане работ должен предусматриваться весь комплекс организационно-технических мероприятий, необходимых для успешного проведения ликвидации открытого фонтана и, в частности:

- способы ликвидации открытого фонтана;

- количество и расстановка людей и техники;

- перечень необходимого оборудования, инструмента и приспособлений, их изготовление и доставка на место аварии;

- мероприятия, обеспечивающие безопасность работы у устья скважины;

- виды вспомогательных служб и их руководители.

Каждая устьевая операция выполняется согласно оперативного плана утвержденного начальником штаба. В случае изменения обстановки на скважине план работ может пересоставляться, дополняться и вновь утверждаться

Билет №8

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

Бесцветный газ, тяжелее воздуха имеет запах тухлых яиц в малой концентрации. Сжижается в бесцветную жидкость. Горюч, с температурой горения 250°С. Температура кипения 60°С. Предел взрывоопасности в процентах от объема:

нижний 4,3%;
верхний -45,5%.

Растворяется в воде, образуя слабо концентрированную кислоту.

Воздействие Н2S на организм человека.

Водные растворы сероводорода вызывают жжение кожи. Н2S - сильный яд, вызывающий смерть от остановки дыхания, нервнопаралитического действия.

Порог ощущения: 0.012-0.014 мг/ м

.

Ощущение запаха: 1.4-2.3 мг/м

.

Значительный запах: 4.0 мг/м

.

Тягостный запах :1Г/м

.

200-280 мг/м

- жжение в глазах, светобоязнь, металлический вкус, головные боли, тошнота, стеснение в груди, раздражение слизистой оболочки.

Мгновенная смерть: 1000 мг/м

.

Предельно-допустимая концентрация (ПДК) 10 мг/м

, а в смеси с углеводородами 3 мг/м

Признаки газонефтеводопроявлений ранние: прямые, косвенные, поздние.

Прямые признаки:

- увеличение объема /уровня/ промывочной жидкости в приемной емкости при бурении или промывке;

- повышение расхода /скорости/ потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насосов;

- перелив промывочной жидкости из скважины при остановках в работе, при подъеме инструмента, при остановке насоса;

- уменьшение /против расчетного/ объема промывочной жидкости доливаемой в затрубное пространство при подъеме колонны труб;

- увеличение /против расчетного/ объема промывочной жидкости в приемной емкости при спуске труб;

- повышение газосодержания в буровом растворе;

Косвенные признаки:
- увеличение механической скорости проходки;
- изменение давления на насосах;
- изменение параметров промывочной жидкости /плотность, вязкость/;
- поглощение промывочной жидкости до потери ее циркуляции;
- Увеличение веса бурильного инструмента, фиксируемого индикатором веса;

Билет №9

1 .Эксплуатация устьевого герметизатора 1 КГОМ.

Особенность эксплуатации устьевого герметизатора 1 КГОМ.

1. Перед установкой на устье скважины 1 КГОМ проверить наличие документации (паспорта)

2. Исправность уплотнительных колец и канавок на фланцах, на которых не должно быть дефектов (вмятин, царапин, прогиба и т.д.)

3. Проверить наличие полного комплекта шпилек, гаек, контргаек, специальных вставок по видам работ.

4. При монтаже корпуса 1 КГОМ на устье скважины необходимо:

- произвести демонтаж устьевой арматуры;

- установить крестовину с запорным устройством на колонный фланец скважины. При несоответствии типа размеров фланцев крестовины и 1 КГОМ произвести замену колонного фланца на соответствующий и закрепить все шпилечные соединения;

- на фланец крестовины установить корпус 1 КГОМ и закрепить все шпилечные соединения;

- визуально проверить отсутствие трещин и разрывов резинового уплотнения технологических вставок.

5. После крепления корпуса 1 КГОМ произвести первый подъем НКТ из скважины.

6. Процесс опрессовки 1 КГОМ на скважине с трубной компоновкой без кабеля:

- спустить и установить в скважину пакер;

- установить вставку с подъемным патрубком сверху и патрубком с винтовым ниппелем снизу в корпус 1КГОМ;

- закрутить ползуны и цементировочным агрегатом или другим насосом путем нагнетания давления технологической жидкости в затрубное пространство, опрессовать комплект на максимальное ожидаемой давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны с составлением акта. Опрессовка проводится с участием не менее 3-х человек (состав вахты с обязательным присутствием мастера).

Оборудование считается герметичным, если давление за 30 мин. не упадет более чем на 0,5 МПа (5 атм).

2. Оказание первой помощи при отравлении сероводородом.

Отравление сероводородом вызывает тяжёлое заболевание, исход которого зависит от быстроты принятия мер.

Основные признаки отравления – нарушение сознания, дыхания, сердечной и пищеварительной деятельности. При отравлении газами возникает нарушение кислородного обмена, приводящее к кислородному голоданию головного мозга.

Первыми признаками отравления сероводородом являются: чувство недомогания, жжение в глазах, покраснение глазного яблока и век, слезотечение, светобоязнь, раздражение горла, металлический привкус во рту, тошнота.

При отравлениях сероводородом, сернистым газом необходимо немедленно вызвать скорую мед. помощь, а в необходимых случаях- реанимационную службу. До прибытия врача следует быстро вывести(вынести) пострадавшего из загазованной зоны на свежий воздух, освободить от стесняющей одежды, согреть, очистить полость рта и глотки. Если пострадавший в сознании необходимо дать ему понюхать нашатырный спирт, напоить крепким чаем или кофе, принять меры, чтоб не уснул. При этом лица выносящие пострадавшего из загазованной зоны, должны быть в противогазах.

При легких отравлениях и раздражении верхних дыхательных путей следует давать теплое молоко с содой или минеральную щелочную воду. При болях в глазах – поместить в тёмную комнату. Делать прохладные примочки 3%-м раствором борной кислоты.

При отравлении сернистым газом делать искусственное дыхание не рекомендуется, т.к. может произойти отёк лёгких, а делать только промывание глаз, носа, полоскание 2% раствором пищевой соды; обеспечить тепло на область шеи. При кашле применять кодеин, дионин, тепло – влажные ингаляции 2% раствором пищевой соды(2-3 раза в день по 10 минут).

Если у пострадавшего прекратилось дыхание, делают искусственное дыхание. Если отсутствие сердцебиения - необходимо в дополнение к искусственному дыханию применять наружный непрямой массаж сердца. Начинать надо всегда с искусственного дыхания.

Билет №10

Шланговые противогазы: ПШ-1, ПШ-2, - назначение, эксплуатация.

ШЛАНГОВЫЕ противогазы типа ПШ-1 и ПШ-2 применяются для защиты органов дыхания при недостатке кислорода в воздухе и больших концентраций вредных газов. Они полностью изолируют органы дыхания, и применяются от любого газа, пыли, паров, т.к. чистый воздух подаётся на лицевую часть из незагазованного района. ПШ –1 состоит: -шлем-маска (1,2,3 -го) размеров; 2 -х гофрированных трубок; шланга длиной в 10 м.; штыря для закрепления свободного конца шланга в зоне чистого воздуха; фильтрующей коробки для очистки воздуха от пыли; футляра-чехла для хранения и переноски противогаза. ПШ – 2 отличается от ПШ –1 тем, что:

- имеет 2 шланга по 20 м.; 2 пояса с сигнально-спасательными верёвками по 25 м.; воздуходувки с двумя штуцерами для подачи чистого воздуха; им могут воспользоваться одновременно 2-человека

Первоочередные действия бригад по ремонту скважин в случае возникновения открытого фонтана.

При возникновении открытого газового и нефтяного фонтана бригада обязана:

- прекратить все работы в загазованной зоне и немедленно вывести из неё людей;

- отключить силовые и осветительные лампы, которые могут оказаться в загазованных участках. При быстрой загазованности территории вокруг скважины отключение электроэнергии должно быть сделано за взрывоопасной (загазованной) зоной;

- потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи фонтанирующей скважины;

- прекратить пользование стальными инструментами, курение, производство сварочных работ и другие действия, ведущие к возникновению искры;

- принять необходимые меры к отключению всех соседних производственных объектов (трансформаторные будки, станки-качалки, газораспределительные пункты и др.), которые могут оказаться в опасной зоне;

- запретить всякое движение на прилегающих к фонтанирующей скважине дорогах, для чего выставить предупреждающие знаки, а при необходимости и посты охраны;

- в целях предупреждения загорания фонтана, ввести в фонтанирующую струю и на металлоконструкции, контактирующие с ней, максимально возможное количество воды, используя для этого все наличные пожарные средства;

- сообщить о случившемся руководству предприятия (организации) и вызвать на скважину военизированное подразделение по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов, пожарную охрану и скорую помощь;

- при необходимости применять меры против растекания нефти.
Билет №11

1 .Фильтрующие противогазы - область применения, подбор коробки, маски, отбраковка.

Для защиты органов дыхания в ОАО «Татнефть» применяются следующие типы противогазов:

фильтрующие В, КД, БК(Ф);

1 2 3 4