8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Категории скважин по степени опасности их ремонта


Категории скважин по опасности возникновении газонефтепроявлений

Первая категория: - Газовые скважины, независимо от величины пластового давления.

Первая категория:
- Газовые скважины, независимо от величины пластового давления.
- Нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 200 м33.
- Нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков.
- Нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом.
- Нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического более чем на 10%.
- Нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности.
- Нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью, разделяющей перемычки менее 3 метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе.


Вторая категория:
- Нефтяные скважины, в которых пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10% и газовый фактор менее 200 м33.
- Нагнетательные скважины с пластовым давлением, превышающим гидростатическое не более чем на 10%.


Третья категория:
- Нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического.
- Нагнетающие скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых в зоне закачки равно или ниже гидростатического.

neftegaz.ru

Категории скважин по опасности возникновении газонефтепроявлений

Первая категория: - Газовые скважины, независимо от величины пластового давления.

Первая категория:
- Газовые скважины, независимо от величины пластового давления.
- Нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 200 м33.
- Нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков.
- Нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом.
- Нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического более чем на 10%.
- Нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности.
- Нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью, разделяющей перемычки менее 3 метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе.


Вторая категория:
- Нефтяные скважины, в которых пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10% и газовый фактор менее 200 м33.
- Нагнетательные скважины с пластовым давлением, превышающим гидростатическое не более чем на 10%.


Третья категория:
- Нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического.
- Нагнетающие скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых в зоне закачки равно или ниже гидростатического.

neftegaz.ru

Тема 4. Категории скважин по степени опасности — FINDOUT.SU

Возникновения газонефтеводопроявлений

 

     КЛАССИФИКАЦИЯ

Фонда эксплуатационных скважин по степени опасности их ремонта на разрабатываемых месторождениях добычи нефти и газа.

 

1.Классификация устанавливает признаки, на основании которых фонд скважин на всех разрабатываемых месторождениях и площадях, а также площадях других регионов (в которых выполняются работы по ремонту скважин подрядным способом) по степени опасности их ремонта под­разделяется на три категории и предусматривает на этой основе повышение от­ветственности руководителей и специалистов к организации и ведению работ по ремонту скважин, предотвращение случаев отравления сероводородом, ГНВП, открытых фонтанов и аварий.

2. Классификация фонда скважин по категориям выполняется геологиче­ской службой НГДУ по данным анализа проб нефти, нефтяных паров, газа и воды на содержание сероводорода, по данным карт изобар или последним замерам пластового давления по состоянию на 01 ян­варя каждого года по следующим признакам:

 

1 категория скважин:

■ газовые скважины, независимо от величины пластового давления;

■ нефтяные скважины, в которых нефти имеют газовый фактор, равный 200 m³/t и более;

■ нефтяные скважины, в которых возможно поступление газа в эксплуатаци­онную колонну через имеющиеся в колонне нарушения в результате межпластовых перетоков;

■ нефтяные скважины с внутренним или внешним газлифтом;

■ нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление вы­ше гидростатического на 15% и более;

■ нефтяные скважины, в которых попутный газ или нефтяные пары содержат сероводород, превышающий предельно-допустимую концентрацию (далее - ПДК) в воздухе рабочей зоны;

■ нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне га­зоносности;

■ нефтяные скважины, имеющие в разрезе близкорасположенные между со­бой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с расстоянием от перфо­рации до газового пласта менее 10м;

■ нефтяные и нагнетательные скважины, в продукции которых сероводород отсутствует, но имеются возможности поступления его из верхних не загерметизированных горизонтов (артинский и др.) на устье скважины и соз­дающий загазованность, превышающую ПДК.

 

II категория скважин:

■ нефтяные скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатическое, более чем на 15% и нефти имеют газовый фактор менее 200 м3/т;

■ нагнетательные скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатическое более чем на 15%;

■ скважины, подлежащие освоению на новых месторождениях, на которых возможны НГВП.

 

 

III категория скважин:

■ скважины, в которых пластовое давление равно гидростатическому или ниже его, сероводород не превышает ПДК в рабочей зоне, газовый фактор ниже 100 м3/ т.

 

 

3. Результаты классификации оформляются в виде таблицы с указанием наименования месторождения (площади) и номеров скважин с указанием их ка­тегории (с расшифровкой скважин 1-2 категории по давлению и по содержанию сероводорода). Таблица подписывается начальниками производственно-технического и геологического отделов  НГДУ, согласовывается с местным представителем  военизированного отряда и утверждается главным инженером и главным геологом НГДУ.

4.Утвержденная таблица с результатами классификации направляется в 1 квартале каждого года начальникам цехов добычи нефти и газа (нефтепромы­слов) и капитального, текущего ремонта скважин для руководства при составле­нии плана работ на подготовку скважин к ремонту, наряд - задания и актов на прием-передачу скважин бригадами цеха КПРС, принятия мер, обеспечивающих безопасность выполнения этих работ бригадами капитального и текущего ремон­та скважин и подготовительными бригадами по глушению скважин. Один экзем­пляр этой таблицы передается представителю военизированною отряда для осуществления контроля.

5. По скважинам, отнесенным к I- 2 категориям по содержанию сероводорода выше ПДК, допускается перевод их во 2 или 3 категорию, если при прове­дении анализа попутного газа перед началом ремонта скважины наличие серово­дорода не обнаружено или его содержание ниже ПДК. Проба для анализа берется из затрубного вентиля.

В этом случае комиссия, составившая и утвердившая классификацию фонда скважин по степени опасности возникновения НГВП и ОФ составляет акт об изменении категории скважины, который со­гласовывается с представителями военизированного отряда.

6. В плане работ и в наряде-задании в правом верхнем углу бланка делают­ся предупреждающие надписи:

Для скважины I категории - «Первая категория – опасно - сероводород  выше ПДК» или «Первая категория - опасно - нефтегазоводопроявления»

Для скважины II категории – «Вторая категория Рпл. выше гидростатического до 15%»                              

для скважины III категории – «Третья категория - Рпл. равно гидростатиче­скому или ниже его, сероводород ниже ПДК.

 

Для всех категорий скважин в плане работ указывается процентное содер­жание сероводорода, а также: мероприятия, обеспечивающие безопасность вы­полнения работ при подготовке скважины к ремонту, при ведении ремонта, ин­женерно-технические работники (далее - ИТР), ответственные за выполнение этих мероприятий.

7. Мероприятия по обеспечению безопасности работ при подготовке сква­жины к ремонту и в процессе ремонта скважин должны соответствовать требо­ваниям документов, приведенных в настоящем сборнике: "Инструкции по безо­пасному проведению работ при ремонте скважин, содержащих сероводород" и "Мероприятиям по предотвращению НГВП и ОФ на объектах  при капитальном и текущем ремонте скважин".

8. Ответственность за соблюдение требований, изложенных в данной клас­сификации, возлагается на начальника цеха по капитальному и текущему ремон­ту скважин сервисной организации.

9. Контроль за выполнением требований, изложенных в данной классифи­кации, возлагается на заместителя главного инженера сервисной организации по промышленной безопасности и охране труда.

 

 

Тема 5. Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений.

 

Понятие раннего обнаружения ГНВП.

Ранним обнаружением ГНВП считается обнаружение увеличения объема притока пластового флюида в ствол скважины не выше допустимой величины Vдоп , которую устанавливают равной 1/2 Vпр. , но не более 1.5м3. Расчет производится из условия недопущения в скважину объема флюида больше предельного во избежании разрушения устьевого оборудования, порыва колонны, гидроразрыва пород в интервалах негерметичности эксплуатационных колонн.

 

Основные признаки газонефтеводопроявлений

· Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.

· Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины.

· Увеличение  скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса.

· Уменьшение, по сравнению с рассчетным, объема доливаемой жидкости при спуско-подъемных операциях.

· Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным.

· Снижение плотности жидкости при промывке скважины.

· Повышенноегазосодержание в жидкости глушения.

· Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях

 

При надлежащем уровне организации работ подавляющее большинство своевременно обнаруженных газонефтеводопроявлений могут быть ликвидированы силами бригад освоения и ремонта скважин. В случае появления признаков газонефтеводопроявлений бригады освоения и ремонта скважин должны действовать в строгом соответствии с «Планом практических действий бригад освоения и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов».

В то же время любое газонефтеводопроявление может привести к открытому фонтанированию скважины.

 

Тема 6. Первоочередные действия производственного персонала

капитального и текущего ремонта скважин при возникновении ГНВП

При возникновении ГНВП до прибытия на скважину ИТР ответственным за выполнение первоочередных мероприятий, предупреждающих переход возникшего ГНВП является бурильщик (оператор).

Первоочередные действия вахты и последовательность их выполнения содержится в документе «План ликвидации аварий и действие бригад ремонта скважин при возникновении ГНВП и ОФ» (ПЛВА).

При обнаружении признаков ГНВП первый заметивший сообщает об этом бурильщику, бурильщик подает сигнал «Выброс» (3 коротких гудка) и вахта выполняет следующие действия.

 

findout.su

Билет №1 Классификация фонда эксплуатационных скважин по степени опасности их ремонта


БИЛЕТЫ

по ГНВП-2010

БИЛЕТ №1


1.Классификация фонда эксплуатационных скважин по степени опасности их ремонта.

1. Классификация определяет признаки, на основании которых фонд скважин по степени опасности их ремонта подразделяется на 3 категории.

2. Классификация выполняется геологической службой УДНГ по замерам Рпл., анализу проб нефти и газа на соединение сероводорода по следующим признакам:

1 категория.

- газовые скважины, независимо от Рпл.

- нефтяные скважины с газлифтной добычей

- нефтяные скважины с газовым фактором 200м3/т и более

- нефтяные скважины, в которых Рпл. больше Ргст. на 15% и более

- нефтяные скважины, имеющие нарушения колонны, по которым возможно поступление газа

- нефтяные скважины, в разрезе которых имеется газовый пласт и расстояние от зоны перфорации до газового пласта менее 10м.

- нефтяные скважины, в которых попутный газ или нефтяные пары содержат сероводород, превышающий ПДК в воздухе рабочей зоны

2 категория.

- нефтяные скважины, в которых Рпл. больше Ргст. Не более чем на 15% и газовый фактор менее 200м3

- нагнетательные скважины, в которых Рпл. больше Ргст. не более чем на 15%

- нефтяные скважины, осваиваемые на новых пластах

3 категория.

Скважины, в которых Рпл. больше или равно Ргст., сероводород отсутствует.

3. Классификация выполняется в виде таблицы, в которой указывается № скважины, площадь, категория опасности, признаки на основании которых установлена категория. Таблица утверждается гл. инженером, гл. геологом УДНГ, согласовывается с БВО. Скважина в течении года может переходить из одной категории в другую. Классификация в начале года передаётся начальникам цехов для руководства в работе. На плане работ, наряд – задании на ремонт скважины делается надпись с указанием категории.

Поделитесь с Вашими друзьями:

nashuch.ru

Возникновения газонефтеводопроявлений — Мегаобучалка

 

КЛАССИФИКАЦИЯ

Фонда эксплуатационных скважин по степени опасности их ремонта на разрабатываемых месторождениях нефти и газа ОАО АНК « Башнефть ».

 

1. Классификация устанавливает признаки, на основании которых фонд скважин на всех разрабатываемых месторождениях и площадях ОАО АНК «Башнефть»,а также площадях других регионов (в которых выполняются работы по ремонту скважин подрядным способом) по степени опасности их ремонта под­разделяется на три категории и предусматривает на этой основе повышение от­ветственности руководителей и специалистов к организации и ведению работ по ремонту скважин, предотвращение случаев отравления сероводородом, ГНВП, открытых фонтанов и аварий.

2. Классификация фонда скважин по категориям выполняется геологиче­ской службой сервисных организаций (ООО НГДУ) по данным анализа проб нефти, нефтяных паров, газа и воды на содержание сероводорода, по данным карт изобар или последним замерам пластового давления по состоянию на 01 ян­варя каждого года по следующим признакам:

 

1 категория:

■ газовые скважины, независимо от величины пластового давления;

■ нефтяные скважины, в которых нефти имеют газовый фактор, равный 200 m³/t и более;

■ нефтяные скважины, в которых возможно поступление газа в эксплуатаци­онную колонну через имеющиеся в колонне нарушения в результате межпластовых перетоков;

■ нефтяные скважины с внутренним или внешним газлифтом;

■ нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление вы­ше гидростатического на 15% и более;

■ нефтяные скважины, в которых попутный газ или нефтяные пары содержат сероводород, превышающий предельно-допустимую концентрацию (далее - ПДК) в воздухе рабочей зоны;

■ нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне га­зоносности;

■ нефтяные скважины, имеющие в разрезе близкорасположенные между со­бой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с расстоянием от перфо­рации до газового пласта менее 10м;



■ нефтяные и нагнетательные скважины, в продукции которых сероводород отсутствует, но имеются возможности поступления его из верхних незагерметизированных горизонтов (артинский и др.) на устье скважины и соз­дающий загазованность, превышающую ПДК.

 

II категория:

■ нефтяные скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатическое, более чем на 15% и нефти имеют газовый фактор менее 200 м3/т;

■ нагнетательные скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатическое более чем на 15%;

■ скважины, подлежащие освоению на новых месторождениях, на которых возможны НГВП.

 

III категория:

■ скважины, в которых пластовое давление равно гидростатическому или ниже его, сероводород отсутствует.

 

 

3. Результаты классификации оформляются в виде таблицы с указанием наименования месторождения (площади) и номеров скважин с указанием их ка­тегории (с расшифровкой скважин 1-11 категории по давлению и по содержанию сероводорода). Таблица подписывается начальниками производственно-технического и геологического отделов ООО НГДУ, согласовывается с местным представителем Башкирского военизированного отряда и утверждается главным инженером и главным геологом ООО НГДУ.

4. Утвержденная таблица с результатами классификации направляется в 1 квартале каждого года начальникам цехов добычи нефти и газа (нефтепромы­слов) и капитального, текущего ремонта скважин для руководства при составле­нии плана работ на подготовку скважин к ремонту, наряд - задания и актов на прием-передачу скважин бригадами цеха КПРС, принятия мер, обеспечивающих безопасность выполнения этих работ бригадами капитального и текущего ремон­та скважин и подготовительными бригадами по глушению скважин. Один экзем­пляр этой таблицы передается представителю Башкирского военизированною отряда для осуществления контроля.

5. По скважинам, отнесенным к I- II категориям по содержанию сероводорода выше ПДК, допускается перевод их во II или III категорию, если при прове­дении анализа попутного газа перед началом ремонта скважины наличие серово­дорода не обнаружено или его содержание ниже ПДК. Проба для анализа берется из затрубного вентиля.

В этом случае комиссия, составившая и утвердившая классификацию фонда скважин по степени опасности возникновения НГВП и ОФ составляет акт об изменении категории скважины, который со­гласовывается с представителями Башкирского военизированного отряда.

6. В плане работ и в наряде-задании в правом верхнем углу бланка делают­ся предупреждающие надписи:

для скважины I категории - «Первая категория – опасно - сероводород выше ПДК» или «Первая категория - опасно - нефтегазоводопроявления»

для скважины II категории – «Вторая категория Рпл. выше гидростатического до 15%»

для скважины III категории – «Третья категория - Рпл. равно гидростатиче­скому или ниже его, сероводород отсутствует».

 

Для всех категорий скважин в плане работ указывается процентное содер­жание сероводорода, а также: мероприятия, обеспечивающие безопасность вы­полнения работ при подготовке скважины к ремонту, при ведении ремонта, ин­женерно-технические работники (далее - ИТР), ответственные за выполнение этих мероприятий.

7. Мероприятия по обеспечению безопасности работ при подготовке сква­жины к ремонту и в процессе ремонта скважин должны соответствовать требо­ваниям документов, приведенных в настоящем сборнике: "Инструкции по безо­пасному проведению работ при ремонте скважин, содержащих сероводород" и "Мероприятиям по предотвращению НГВП и ОФ на объектах ОАО АНК «Башнефть» при капитальном и текущем ремонте скважин".

8. Ответственность за соблюдение требований, изложенных в данной клас­сификации, возлагается на начальника цеха по капитальному и текущему ремон­ту скважин сервисной организации.

9. Контроль за выполнением требований, изложенных в данной классифи­кации, возлагается на заместителя главного инженера сервисной организации по промышленной безопасности и охране труда.

 

Тема 5. Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений.

 

Понятие раннего обнаружения ГНВП.

Ранним обнаружением ГНВП считается обнаружение увеличения объема притока пластового флюида в ствол скважины не выше допустимой величины Vдоп , которую устанавливают равной 1/2 Vпр. , но не более 1.5м3. Расчет производится из условия недопущения в скважину объема флюида больше предельного во избежании разрушения устьевого оборудования, порыва колонны, гидроразрыва пород в интервалах негерметичности эксплуатационных колонн.

 

Основные признаки газонефтеводопроявлений

· Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.

· Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины.

· Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса.

· Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при спуско-подъемных операциях.

· Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным.

· Снижение плотности жидкости при промывке скважины.

· Повышенное газосодержание в жидкости глушения.

· Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях

 

При надлежащем уровне организации работ подавляющее большинство своевременно обнаруженных газонефтеводопроявлений могут быть ликвидированы силами бригад освоения и ремонта скважин. В случае появления признаков газонефтеводопроявлений бригады освоения и ремонта скважин должны действовать в строгом соответствии с «Планом практических действий бригад освоения и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов».

В то же время любое газонефтеводопроявление может привести к открытому фонтанированию скважины.

 

Тема 6. Первоочередные действия производственного персонала

капитального и текущего ремонта скважин при возникновенииГНВП

При возникновении ГНВП до прибытия на скважину ИТР ответственным за выполнение первоочередных мероприятий, предупреждающих переход возникшего ГНВП является бурильщик (оператор).

Первоочередные действия вахты и последовательность их выполнения содержится в документе «План ликвидации аварий и действие бригад ремонта скважин при возникновении ГНВП и ОФ» (ПЛВА).

При обнаружении признаков ГНВП первый заметивший сообщает об этом бурильщику, бурильщик подает сигнал «Выброс» ( 3 коротких гудка) и вахта выполняет следующие действия.

 

megaobuchalka.ru

Общая характеристика производственной опасности и вредности технологических процессов при ремонте скважин.

За последние годы на предприятиях газовой промышленности проведена большая работа по обеспечению безопасных условий труда, предупреждению аварий и несчастных случаев с тяжелым исходом.

К опасным и вредным факторам, которые могут возникнуть при

капитальном ремонте скважин, относятся:

1) повышенная загазованность вследствие утечки природного газа;

2) пониженная температура воздуха рабочей зоны;

3) отравление вследствие разлива применяемых вспомогательных материалов (метанола, диэтиленгликоля) при вдыхании паров и через кожу;

4) пожаровзрывоопасность, в связи с горючестью применяемых веществ на производстве, взрывоопасностью добываемого природного газа, а также при несоблюдении правил пожарной безопасности;

5) повышенное давление в скважинах, трубопроводах и аппаратах;

6) недостаточное освещение рабочих мест;

7) электроопасность. Удары током могут произойти при недостаточном заземлении оборудования, при накоплении статического электричества, при отсутствии молниеотводов на оборудовании.

8) попадание отходов производства в атмосферу и гидросферу.

Повышенная загазованность может возникнуть вследствие утечки природного газа.

Отравление рабочих и служащих может произойти вследствие разлива применяемых вспомогательных материалов (метанола, диэтиленгликоля) при вдыхании паров и через кожу.

Пожаровзрывоопасность горючестью применяемых веществ на производстве, взрывоопасностью добываемого природного газа, а также при несоблюдении правил пожарной безопасности (при курении в неположенном месте и т.д.).

Электроопасность - удары током могут произойти при недостаточном заземлении оборудования, при накоплении статического электричества, при отсутствии молниеотводов.

Попадание отходов производства в атмосферу и гидросферу может произойти при недостаточной очистке газовых выбросов и утилизации буровых растворов.

Требования к персоналу, рабочим местам, помещениям, объектам, к оборудованию и рабочему инструменту.

Требования к персоналу

К руководству работами по бурению, освоению и ремонту скважин, ведению геофизических работ в скважинах, а также по добыче и подготовке нефти и газа допускаются лица, имеющие высшее или среднее образование по соответствующей специальности и право на ведение этих работ, подтвержденное соответствующим документом.

К самостоятельной работе по обслуживанию оборудования и механизмов при строительстве скважин, геофизических работах, добыче и подготовке нефти и газа, ведению производственных процессов допускаются лица после соответствующего обучения и проверки знаний.



Персонал, допускаемый к работе с электротехническими установками, электрифицированным инструментом или соприкасающийся по характеру работы с машинами и механизмами с электроприводом, должен иметь квалификационную группу по электробезопасности в соответствии с требованиями ПЭЭ потребителей и ПТБ потребителей.

Рабочие комплексных бригад, организацией труда которых предусматривается совмещение профессий, должны иметь соответствующую квалификацию, а также допуски к самостоятельной работе по основной и совмещаемой профессиям.

Требования к территории, помещениям, объектам, рабочим местам, инструменту.

Территория предприятия и размещение на ней зданий, сооружений и различных производственных объектов должны соответствовать проекту, разработанному согласно требованиям строительных норм и правил, норм технологического проектирования. Территория предприятия, отдельных производственных объектов должна быть спланирована, иметь необходимую инфраструктуру, застраиваться по генеральному плану.

К буровым, насосным и компрессорным станциям, другим производственным объектам должны быть проложены дороги и подъезды, а также подготовлены площадки для разгрузки, размещения оборудования и материалов.

При значительной отдаленности объектов от магистральных дорог, заболоченности местности или затопляемости территории паводковыми водами строительная площадка оборудуется сооружениями для приема авиатранспорта.

На предприятиях, которые имеют подземные коммуникации (кабельные линии, нефте-, газопроводы и т.д.), должны быть разработаны и утверждены руководством предприятия исполнительные схемы фактического расположения этих коммуникаций.



Трассы подземных коммуникаций на местности обозначаются указателями.

Трубопроводы в местах пересечения с автомобильными дорогами, переходами и вблизи населенных пунктов должны иметь повышенную прочность и знаки предупреждения об опасности.

Застройка площадей залегания нефти и газа объектами, не связанными с разработкой месторождений, допускается с разрешения предприятия - владельца горного отвода и при положительном заключении органов Госгортехнадзора.

От крайнего ряда эксплуатационных скважин, а также от каждого объекта нефтяного или газового месторождения устанавливается санитарно-защитная зона, размеры которой определяются по действующим санитарным нормам.

Для нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с наличием сероводорода устанавливается буферная зона, которая определяется проектом, исходя из объемов возможных аварийных выбросов и условий рассеивания сероводорода до концентрации 30 мг/м3.

Отопление и вентиляция производственных и бытовых зданий и помещений должны соответствовать строительным нормам и правилам, нормам технологического проектирования.

Категория зданий и помещений по взрывопожарной и пожарной опасности определяется проектной организацией на стадии проектирования.

Производственные объекты (цех, участок, установка и т.п.) должны вводиться в эксплуатацию в порядке, установленном действующим законодательством. Объекты могут быть приняты и введены в эксплуатацию только при обеспечении нормальных и безопасных условий труда для работающих и выполнении всех работ в соответствии с требованиями проекта.

Производственные объекты, рабочие места должны быть обеспечены предупредительными знаками и надписями, а обслуживающий персонал - инструкциями по безопасности труда.

На предприятиях в зависимости от характера и условий производства следует контролировать содержание вредных веществ в воздухе, уровни шума и вибрации, температуру, относительную влажность и скорость движения воздуха на рабочих местах.

В помещениях, на объектах и рабочих местах, где возможно выделение в воздух паров, газов и пыли, а также в случаях изменений технологических процессов, необходимо осуществлять постоянный контроль воздушной среды.

Данные о состоянии воздушной среды должны фиксироваться на рабочем месте и передаваться на диспетчерский пункт одновременно с передачей основных технологических параметров работы объекта.

Ограждения, устанавливаемые на расстоянии более 35 см от движущихся частей механизмов, могут выполняться в виде перил. Если ограждение установлено на расстоянии менее 35 см от движущихся частей механизмов, то его делают сплошным или сетчатым в металлической оправе (каркасе).

Высота перильного ограждения определяется размерами движущихся частей механизмов. Она должна быть не менее 1,25 м. Высота нижнего пояса ограждения должна равняться 15 см, промежутки между отдельными поясами должны составлять не более 40 см, а расстояние между осями смежных стоек - не более 2,5 м. Высота сетчатого ограждения должна быть не менее 1,8 м. Механизмы высотой менее 1,8 м ограждают полностью. Размер ячеек сеток должен быть не более 30 ´ 30 мм.

Высота перильных ограждений для приводных ремней должна быть не менее 1,5 м. С внешней стороны обоих шкивов на случай разрыва ремня устанавливаются металлические лобовые щиты.

Зубчатые и цепные передачи ограждаются сплошными металлическими щитами (кожухами), имеющими съемные части и приспособления для удобной сборки и разборки.

Выступающие детали движущихся частей станков и машин (в том числе шпонки валов) и вращающиеся соединения должны быть закрыты кожухами по всей окружности вращения.

Требования к оборудованию и инструменту

Оборудование, инструмент и контрольно-измерительные приборы должны разрабатываться в соответствии с техническим заданием, согласованным с заказчиком и органами Госгортехнадзора.

Уровень механизации и автоматизации разрабатываемого оборудования и сооружаемого объекта определяется степенью их взрывопожароопасности с учетом обеспечения безопасных условий труда.

Эксплуатация действующего оборудования, инструмента, контрольно-измерительных приборов осуществляется в соответствии с руководством по эксплуатации, составленным на основе действующих нормативных документов по безопасности.

Эксплуатация вновь создаваемого оборудования, инструмента, приборов должна осуществляться в соответствии с руководством по эксплуатации, в котором наряду с техническими требованиями должны быть отражены и вопросы его безопасного обслуживания.

Эксплуатация импортного оборудования и инструмента должна осуществляться в соответствии с технической документацией фирм-поставщиков.

Технологические системы, их отдельные элементы, оборудование должны быть оснащены необходимыми средствами регулирования и блокировки, обеспечивающими безопасную эксплуатацию.

Для взрывоопасных технологических процессов должны предусматриваться автоматические системы противоаварийной защиты, предупреждающие образование взрывоопасной среды и другие аварийные ситуации при отклонении от предусмотренных регламентом предельно допустимых параметров во всех режимах работы и обеспечивающие безопасную остановку или перевод процесса в безопасное состояние.

На грузоподъемных машинах и механизмах, паровых котлах, сосудах, работающих под давлением, должны быть обозначены их предельная грузоподъемность, давление, температура и сроки следующего технического освидетельствования.

Оборудование должно быть установлено на прочных фундаментах (основаниях), обеспечивающих его нормальную работу.

Для взрывопожароопасных технологических систем, оборудование и трубопроводы которых в процессе эксплуатации подвергаются вибрации, необходимо предусматривать меры по ее снижению и исключению возможности значительного (аварийного) перемещения, сдвига, разрушения оборудования и разгерметизации систем.

Пуск в эксплуатацию вновь смонтированного или модернизированного оборудования осуществляется комиссией предприятия после проверки соответствия его проекту и требованиям правил технической эксплуатации.

Пуск в эксплуатацию оборудования после капитального ремонта (без модернизации и изменения размещения) осуществляется руководством цеха с участием соответствующих специалистов.

При обнаружении в процессе монтажа, технического освидетельствования или эксплуатации несоответствия оборудования требованиям правил технической эксплуатации и безопасности оно должно быть выведено из эксплуатации. О конструктивных недостатках оборудования предприятие должно направить предприятию-изготовителю акт-рекламацию, а копию - в Госгортехнадзор России и совместно с ним решить вопрос о дальнейшей эксплуатации оборудования.

Изменение в конструкцию оборудования может быть внесено только по согласованию с организацией - разработчиком этого оборудования.

 

cyberpedia.su


Смотрите также