Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении

В целом по ОАО «Удмуртнефть» одним из наиболее эффективных способов воздействия на ПЗП остаётся метод поинтервальной солянокислотной обработки (ПСКО). Эффективность метода достигается за счет целенаправленного действия кислоты в заданном интервале. Однако на Мишкинском месторождении удельная эффективность ПСКО с каждым годом всё больше снижается: с 400 тонн/мер. в 2003 г. до 268,8 тонн/мер. в 2006 г. Причинами снижения эффективности являются:

1. Экранирующий эффект на поверхности порового пространства пород, за счет АСПО.

2. Кратность обработок. После трех-четырехкратного воздействия на пласт эффективность обработок падает в 2-3 раза, а продолжительность эффекта снижается в 1,5 раза.

С целью увеличения эффективности проведения ПСКО на Мишкинском месторождении, предлагаю провести комплексные мероприятия по воздействию на призабойную зону пласта с предварительным использованием растворителя АСПО, из расчета 0,7 м3 РАСПО на 1 м нефтенасыщенной толщины. Данный метод позволяет: снизить экранирующий эффект на поверхности порового пространства, и как следствие увеличить глубину проникновения кислоты в пласт и степень охвата пласта воздействием.

Так же существенное преимущество комплексной обработки РАСПО + ПСКО ещё и в том, что в условиях добычи высоковязкой нефтей после СКО в призабойной зоне образуются аномально-вязкие структурированные эмульсии - нефть, вода, мех. примеси, остатки кислоты, что во многих случаях приводит к неоднократному отказу насосного оборудования. Применение растворителя при ПСКО предохраняет от образования агрегатированных структурообразующих жидкостей.

Для проведения обработки необходимо следующее оборудование: цементировочный агрегат (ЦА-320), агрегат для закачки кислоты, АПРС-40, емкости для воды.

Проведение обработок будет осуществляться по следующей схеме.

1. Остановка и глушение скважины;

2. Подъём ГНО и пропарка НКТ;

3. Шаблонирование э/к и промывка забоя;

4. ГИС;

5. Спуск и посадка пакеров на НКТ;

6. Обвязка устья скважины для проведения ПСКО;

7. Закачка РАСПО из расчета 0,7 м³ на 1 м нефтенасыщенной толщины;

8. Выдержка на реакцию в течении 4 часов;

9. Закачка и продавка в пласт раствора HCl, реакция;

10. Спуск НКТ с воронкой, промывка скважины соленой водой с целью удаления продуктов реакции;

11. Спуск оборудования, пуск скважины в работу

2.4.2. Литературный обзор известных практических решений по теме проекта

В области проведения физико-химических методов обработки призабойной зоны скважины широко известны работы таких ученых, как В. А. Амиян, Е. И. Богомольный, А. Т. Горбунов, Ш. С. Гарифуллин, И. М. Галлямов, И. Ф. Глумов, В. И. Кудинов, Д. Н. Кузьмичев, Б. Г. Логинов, А. Г. Малышев, Т. М. Мамедов, В. И. Мархасин, И. Т. Мищенко, Г. А. Орлов, Б. М. Сучков, Э. М. Тосунов, В. С. Уголев, П. М. Усачев, А. В. Шеффер и др.

Нейтрализация эффекта экранизации кислоты породой рассмотрена в работах: Сучков Б.М. Проведение СКО в динамическом режиме, Нефтяное хозяйство- 1987. № 6. С. 52-55 /4/; Амиян ВА., Уголев В.С. Физико-химические методы повышения производительности скважин, М.: Недра. 1970 /5/.

Вопросы замедления реакции кислоты с помощью понижения температуры, повышения концентрации кислотного раствора, использования комбинированных составов, введения в кислоту хлористого кальция, применения поверхностно-активных веществ и другими способами, для более глубокого проникновения её в пласт рассмотрены в работах: Сургучев М.Л., Калганов В. И., Гавура А. В. и др. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов. М.: Недра. 1987 /6/; Мартос В.Н. Новая технология интенсификации притока жидкости в глубоких скважинах //ВНИИОЭНГ, РНТС Сер. 4 Нефтепромысловое дело». 1972 /7/; Амиян В.А., Галлямов М.Н., Илюков В.А. и др. Обработка карбонатных коллекторов кислотными пенами // ВНИИОЭНг. РНТС. Серия «Нефтепромысловое дело». 1977 /8/; Амиян В.А., Амиян А.В., Казакевич Л.В., Бекин Е.П. Применение пенных систем в нефтедобыче М.: Недра. 1987 /9/; Богомольный Е.И. Обработка призабойной зоны скважин композициями на основе соляной кислоты и водорастворимого ПАВ на месторождениях Удмуртской АССР // Тез. докл. Всесоюз. конферен. Проблемы развития нефтегазового комплекса страны / Москва.- 1991 /10/.

Способы повышения эффективности физико-химических способов ОПЗ, за счет одновременного удаления АСПО отражены в работах: Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов. Самара: Кн. изд., 1996 /11/; Мустафин Г.Г., Лерман Б.А. Анализ эффективности методов воздействия на призабойную зону пласта //ВНИИОЭНГ. РНТС Сер. Нефтепромысловое дело. 1983 12/; Богомольный Е. И. Интенсификация добычи высоковязких парафинистых нефтей из карбонатных коллекторов Удмуртии. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований. - 2003 /13/.

Применение методов теплового воздействия на карбонатный пласт путем электропрогрева, пароциклического воздействия, закачка нагретых жидкостей, термогазохимическое воздействия так же широко изучаются и отображены в следующих работах: Кудинов В.И., Дацик М.И., Зубов Н.В. и др. Промышленное развитие высокоэффективных технологий теплового воздействия на Гремихинском месторождении Удмуртии // Нефтепромысловое дело. - 1993 № 10 С. 169-176 /14/; Кудинов В.И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей. -- М.: Нефть и газ, 1996 /15/; Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. -- М.: Недра. -- 1989 /16/; Мустаев Я. А., Илюков В. А., Мавлютова И. И. Пароциклическое воздействие на призабойную зону пласта // Нефтепромысловое дело. -- 1979 /17/; Сургучев М.Л., Кузнецов О. Л., Симкин Э.М. Гидродинамическое, акустическое тепловое циклическое воздействие на пласт. М.: Недра. - 1975 /18/; Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. -- М.: Недра. -- 1985 /19/.

2.4.3. Патентный обзор известных технических решений по теме проекта

А.с. 563485, МКИ Е 21 В 43/27. Способ обработки призабойной зоны пласта / Сергеев Б.З., Калашнев В.В., Журик И.В. и др. -- Заявл. 11.03.74; Опубл. 30.06.77; Бюл. № 24.

А.с. 1002541, МКИ 21 В 43/25. Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта / Орлов Г.А., Тачаев В.А., Доброскок Б.Е. и др. -- Заявл. 18.11.81; Опубл. 07.03.83; Бюл. № 9.

Патент РФ № 2094604. Способ обработки карбонатных коллекторов. Василенко В.Ф., Лукьянов Ю.В., Михайлов А.А. и др. -- Опубл. 27.10.97; Бюл. № 30.

Патент РФ № 1284296. Способ обработки призабойной зоны скважины. Кудинов В.И. и др.

Патент РФ № 1319660. Приоритет 28.02.1985. Способ обработки призабойной зоны пласта. Сучков БМ., Кудинов В.И. и др.

Патент РФ № 2142051. Способ обработки призабойной зоны скважины. Богомольный Е.И., Гуляев Б.К., Малюгин Б.М. и др. -- Опубл. 27.11.99; Бюл. № 33.

Патент РФ № 2092686. Способ обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи. Богомольный Е.И., Каменщиков Ф.А., Борисов А.П. и др. -- Опубл. 10.10.97; Бюл. № 28.

Патент РФ № 2092685. Способ обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи. Богомольный Е.И., Насыров А.М., Гуляев Б.К. и др. -- Опубл. 10.10.97; Бюл. № 28.

Патент РФ № 2084622. Способ обработки призабойной зоны скважины. Кудинов В.И., Дацик М.И., Богомольный Е.И. и др. -- Опубл. 20.07.97; Бюл. № 20.

Патент РФ № 2093668. Способ обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи. Богомольный Е.И., Насыров А.М., Гуляев Б.К. и др. -- Опубл. 20.10.97; Бюл. № 29.

Патент РФ № 2114297. Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины. Кудинов В.И., Богомольный Е.И., Малюгин Б.М. и др. -- Опубл. 27.06.98; Бюл. № 18.

Патент РФ 2114294. Способ обработки призабойной зоны скважины. Кудинов В.И., Богомольный Е.И., Гуляев Б.К. и др. -- Опубл. 27.06.98; Бюл. № 18.

2.4.4. Анализ эффективности применения выбранного технического решения на других месторождениях

Рассмотрим эффективность проведения комплексных ОПЗ с применением РАСПО в сравнении с ПСКО проведенными по обычной технологии, на тех скважинах где наблюдалось снижение забойного давления и притока жидкости в скважину. Для примера возьмем месторождение со схожими с Мишкинским месторождением физико-химическими характеристиками нефти и объектами разработки, например Лозолюкско-Зуринское месторождение ОАО «Удмуртнефть».

Результаты проведения обычного ПСКО в 2005 г. приведены в табл. 11.

Таблица 11

Результаты проведения обычного ПСКО в 2005 г.

Месторождение	№ скважины	Дата обработки	Q до ОПЗ, т/сут	Прирост Q после ОПЗ, т/сут	Прирост Q после ОПЗ, %
Лозолюкско-Зуринское	1235	27.07.2005	1,7	1,3	76
Лозолюкско-Зуринское	1013	07.01.2005	8,8	2,0	23
Лозолюкско-Зуринское	1055	18.01.2005	2,1	0,0	0
Лозолюкско-Зуринское	1036	14.02.2005	4,7	3,6	77
Лозолюкско-Зуринское	1023	02.03.2005	4,3	1,8	42
Лозолюкско-Зуринское	680	21.03.2005	2,9	1,0	34
Лозолюкско-Зуринское	1045	15.08.2005	1,3	0,2	15
Лозолюкско-Зуринское	1207	27.08.2005	2,9	0,0	0

Результаты проведения ПСКО с предварительным использованием РАСПО в 2005 г. приведены в табл. 12.

Таблица 12

Результаты проведения РАСПО + ПСКО

Месторождение	№ скважины	Дата обработки	Q до ОПЗ, т/сут	Прирост Q после ОПЗ, т/сут	Прирост Q после ОПЗ, %
Лозолюкско-Зуринское	1034	22.05.2005	5,3	5,8	109
Лозолюкско-Зуринское	1208	28.03.2005	6,3	4,3	68
Лозолюкско-Зуринское	1160	06.04.2005	4,4	2,7	61
Лозолюкско-Зуринское	390	08.05.2005	1,1	0,0	0
Лозолюкско-Зуринское	1234	14.05.2005	2,4	0,0	0
Лозолюкско-Зуринское	1139	28.08.2005	0,7	1,6	229
Лозолюкско-Зуринское	1188	02.09.2005	3,3	0,8	24
Лозолюкско-Зуринское	1134	04.09.2005	3,5	1,8	51
Лозолюкско-Зуринское	1190	07.09.2005	7,1	4,0	56
Лозолюкско-Зуринское	1102	11.09.2005	2,0	1,8	90
Лозолюкско-Зуринское	1185	02.09.2005	3,3	0,8	24

Сравним результаты проведения этих обработок в целом.

Таблица 13

Результаты проведения РАСПО+ПСКО и ПСКО на Лозолюкско-Зуринском месторождении

	Количество обработок	Средний Q до ОПЗ, т/сут	Средний Q после ОПЗ, т/сут	Средний прирост Q после ОПЗ, т/сут	Средний прирост Q после ОПЗ, %
РАСПО + ПСКО	11	3,6	5,7	2,1	58
ПСКО	8	3,6	4,8	1,2	33

Как видно из табл. 13 средний дебит скважин до проведения ОПЗ был одинаковым, средний прирост дебита на скважинах где была проведена комплексная обработка был выше на 75 %, по сравнению с дебитом тех скважин где была проведена обычная ПСКО.

Так же в 2005 г. были проведены комплексные ПСКО на Кезском (3 обработки) и Михайловском (1 обработка) месторождениях ОАО «Удмуртнефть». Проводить сравнительный анализ данных обработок по отношению к обычным ПСКО, было бы неправильно ввиду их незначительного количества.

2.5. Проектирование предлагаемого технического решения для Мишкинского месторождения

С целью создания единых правил подбора кандидатов на проведение, расчета эффекта и оценки эффективности ГТМ, в ОАО «Удмуртнефть» принят стандарт компании НК «Роснефть» «Порядок подбора кандидатов на проведение, расчета эффекта и оценки эффективности ГТМ» /20/. Задачами стандарта являются:

· единство принципов, требований и критериев при выборе кандидатов на проведение ГТМ;

· единообразие применяемых расчетов эффекта от ГТМ;

· однозначность оценки эффективности ГТМ;

· снижение затрат на выполнение не эффективных ГТМ, связанных с отсутствием четких критериев оценки и методологии расчета эффекта;

· основу для подтверждения обоснованности и объективности проектно-технологической документации, представляемой на ЦКР и ТКР.

Технологическая эффективность ГТМ количественно характеризуется следующими базовыми показателями:

· увеличение дебита нефти, т/сут (с ним напрямую связан параметр увеличения темпа отборов, измеряется в процентах или долях от начальных извлекаемых запасов);

· суммарная дополнительная добыча нефти, тыс.т (рассчитывается за период);

· сокращение объема попутно добываемой воды, тыс.т (рассчитывается за период, возможно определение в т/сут на конкретную дату);

· увеличение КИН, д.ед. (за счет подключения неразрабатываемых запасов).

Подбор кандидатов на проведение ОПЗ включает три основных этапа:

· уточнение текущих параметров работы скважин, расчет эффекта от ОПЗ и создание ранжированного списка кандидатов;

· анализ геологии и текущего состояния разработки;

· анализ технического состояния скважин и подбор оборудования для проведения ОПЗ.

Результатом подбора кандидатов должен быть ранжированный по планируемым приростам дебита нефти (рассчитанным на оборудование) список скважин-кандидатов на проведение ОПЗ.

Расчет потенциала, уточнение текущих параметров работы скважин, расчет эффекта от ОПЗ и создание ранжированного списка кандидатов.

Основной источник информации и инструмент для работы «Технологический режим работы скважин по состоянию на текущий месяц». Порядок выполнения работ:

· Проверка текущих параметров работы, представленных в технологическом режиме. При необходимости уточнение параметров работы скважины, с помощью методики проведения отжима динамического уровня;

· Определяется целевое забойное давление;

· Выполняется ранжирование кандидатов по расчетному приросту дебита нефти от ОПЗ;

· Исключаются кандидаты с расчетным приростом дебита нефти меньше минимального, определенного с учетом экономической эффективности.

На основании рекомендаций стандарта «Порядок подбора кандидатов на проведение, расчета эффекта и оценки эффективности ГТМ», а так же «Технологического режима работы скважин по состоянию на май месяц» по НГДУ «Воткинск» /21/, произведем подбор скважин кандидатов на проведение комплексных ПСКО с предварительной обработкой РАСПО. При подборе скважин обращалось внимание на те скважины, где в последнее время произошло снижение забойного давления и притока жидкости в скважину. Таких скважин по Мишкинскому месторождению набралось 19. С целью минимализации рисков по проекту (неполучение запланированного эффекта) 9 скважин были исключены из списка по причине высокой кратности обработок. В результате получился список из 10 скважин кандидатов на проведение комплексных обработок РАСПО+ПСКО. Перечень скважин отображен в табл. 14.

Таблица 14

Скважины кандидаты для проведения комплексных ПСКО

Месторожде-ние	№ скв.	Рпл, атм	Нд, м	Рзаб, атм	Q нефти, т/сут	Q жидкос-ти, м3/сут	Обвод-ненность, %	Нефтена-сыщенная толщина, м
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Мишкинское	562	137	958	48	12,5	43,4	71	11
Мишкинское	504	117	1028	40	19,2	30,0	36	11,4
Мишкинское	510	123	1184	30	20,2	80,0	75	9
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Мишкинское	514	117	900	54	13,7	29,0	53	12,1
Мишкинское	524	131	911	60	26,3	96,0	73	14,2
Мишкинское	533	124	1134	31	13,9	75,0	82	10
Мишкинское	2075	113	856	35	14,3	69,9	80	10,4
Мишкинское	347	132	988	56	12,7	18,0	30	1,8
Мишкинское	1505	118	1146	32	25,3	35,0	28	7,6
Мишкинское	1509	118	994	41	19,3	27,0	29	10,4

2.6. Расчет технических показателей проекта

Согласно стандарта «Порядок подбора кандидатов на проведение, расчета эффекта и оценки эффективности ГТМ», оценка эффекта от ОПЗ включает в себя три параметра:

· планируемый дебит жидкости после ОПЗ,

· планируемый дебит нефти после ОПЗ,

· планируемый прирост дебита нефти после ОПЗ.

Добыча жидкости

Планируемый дебит жидкости после ОПЗ вычисляется по формуле:

(1)

где - планируемый дебит жидкости после ОПЗ, м³/сут;

- фактический дебит жидкости до ОПЗ, м³/сут;

- депрессия на фактическое забойное давление после проведения ИДН, атм;

- депрессия на фактическое забойное давление до проведения ОПЗ, атм.

Добыча нефти

Планируемый дебит нефти после ОПЗ вычисляется по формуле:

(2)

где - планируемый дебит нефти после ОПЗ, т/сут;

- планируемый дебит жидкости после ОПЗ, м³/сут;

- планируемое значение обводненности после ОПЗ, %;

- плотность нефти в поверхностных условиях, г/см³.

Планируемый прирост дебита нефти после ОПЗ рассчитывается по формуле:

(3)

где - планируемый прирост дебита нефти после ОПЗ, т/сут;

- планируемый дебит нефти после ОПЗ, т/сут;

- фактический текущий дебит нефти, т/сут.

Планируемые приросты дебита жидкости, нефти после проведения комплексных обработок представлены в табл. 15.

Таблица 15

Планируемые параметры работы скважин после проведения РАСПО+ПСКО

Месторождение	№ скв.	Параметры до ОПЗ	Планируемые параметры после РАСПО+ПСКО
		Q жидкости, м3/сут	Q нефти, т/сут	Обводненность, %	Q жидкости, м3/сут	Q нефти, т/сут	Прирост Q нефти, т/сут	Прирост Q нефти, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Мишкинское	562	43,4	12,5	71	59,5	17,2	4,6	37
Таблица 15 (продолжение)
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Мишкинское	504	30,0	19,2	36	41,2	26,4	7,2	37
Мишкинское	510	80,0	20,2	75	106,1	26,8	6,6	33
Мишкинское	514	29,0	13,7	53	39,2	18,6	4,8	35
Мишкинское	524	96,0	26,3	73	128,7	35,2	8,9	34
Мишкинское	533	75,0	13,9	82	99,5	18,4	4,5	33
Мишкинское	2075	69,9	14,3	80	91,5	18,7	4,4	31
Мишкинское	347	18,0	12,7	30	24,2	17,1	4,4	35
Мишкинское	1505	35,0	25,3	28	45,9	33,1	7,8	31
Мишкинское	1509	27,0	19,3	29	37,3	26,6	7,3	38

В целом по проекту по 10 скважинам планируется прирост дебита в количестве 60,7 т/сут.

Коэффициент нефтеотдачи

Рассчитаем коэффициент нефтеотдачи по проекту, при условии его реализации в июле 2007 г. Ожидаемая продолжительность эффекта от проведения РАСПО+ПСКО 1,5 года.

Все скважины кандидаты из списка проекта относятся к верейскому объекту разработки. Начальные балансовые запасы нефти по верейскому объекту разработки составляют 63,6 млн. тонн. Плановая накопленная добыча на 2007 г. составляет 10,296 млн. тонн. Результаты расчета отражены в табл. 16.

Таблица 16

Сравнение КИН при реализации проекта

	2007 г.	2008 г.
Плановая накопленная добыча нефти, млн. тонн	10,296	10,624
КИН	0,1619	0,1670
Плановая накопленная добыча нефти при реализации проекта ПСКО по 10 скважинам, млн. тонн	10,359	10,814
КИН, при реализации проекта ПСКО	0,1629	0,1700
Плановая накопленная добыча нефти при реализации проекта РАСПО+ПСКО по 10 скважинам, млн. тонн	10,406	10,956
КИН, при реализации проекта РАСПО+ПСКО	0,1636	0,1723

Реализация проекта РАПО + ПСКО на 10 скважинах Мишкинского месторождения позволит увеличить КИН по верейскому объекту разработки в 2007 г. на 0,0017, а в 2008 г. на 0,0053. При реализации проекта обычного ПСКО увеличение текущего КИН составит 0,001 и 0,003 соответственно.

2.7. Сравнение технологических показателей проектируемого варианта с базовым вариантом

Сравним показатели проведения комплексных обработок РАСПО+ПСКО с показателями, которые мы могли бы получить в том случае, если бы проводились ПСКО по обычной технологии. Результаты сравнения отражены в табл. 17, 18.

Таблица 17

Сравнение проектных показателей с базовым вариантом по скважинам

Месторождение	№ скв.	Параметры после РАСПО+ПСКО (проект)	Параметры после ПСКО (базовый вариант)
		Q жидкости, м3/сут	Q нефти, т/сут	Прирост Q нефти, т/сут	Прирост Q нефти, %	Q жидкости, м3/сут	Q нефти, т/сут	Прирост Q нефти, т/сут	Прирост Q нефти, %
Мишкинское	562	59,5	17,2	4,6	37	52,6	15,2	2,7	21,2
Мишкинское	504	41,2	26,4	7,2	37	36,4	23,3	4,1	21,2
Мишкинское	510	106,1	26,8	6,6	33	94,9	24,0	3,8	18,6
Мишкинское	514	39,2	18,6	4,8	35	34,8	16,5	2,8	20,1
Мишкинское	524	128,7	35,2	8,9	34	114,7	31,4	5,1	19,5
Мишкинское	533	99,5	18,4	4,5	33	89,0	16,5	2,6	18,7
Мишкинское	2075	91,5	18,7	4,4	31	82,2	16,8	2,5	17,6
Мишкинское	347	24,2	17,1	4,4	35	21,6	15,2	2,5	19,8
Мишкинское	1505	45,9	33,1	7,8	31	41,2	29,8	4,5	17,7
Мишкинское	1509	37,3	26,6	7,3	38	32,9	23,4	4,2	21,8

Таблица 18

Сравнение проектных показателей с базовым вариантом в целом

	Количество обработок	Средний Q нефти до ОПЗ, т/сут	Средний Q нефти после ОПЗ, т/сут	Средний прирост Q нефти, т/сут.	Общий прирост Q нефти по проекту, т/сут	Средний прирост Q нефти, %.
РАСПО+ПСКО (предлагаемый проект)	10	23,8	29,9	6,1	60,7	26
ПСКО (базовый вариант)	10	23,8	27,3	3,5	34,7	15

Как видно из табл. 18, планируемый прирост Q нефти от обработок РАСПО+ПСКО на 2,6 т/сут. больше по сравнению с обычными ПСКО. В целом прирост Q нефти по предлагаемому проекту РАСПО+ПСКО на 26 т/сут. больше по сравнению с ПСКО по обычной технологии.

ОХРАНА ТРУДА, ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ В ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЯХ

2.8. Нормативно-правовая база

Охрана труда как система знаний обеспечивает безопасность, сохранение здоровья и работоспособности человека в процессе труда.

Промышленная безопасность и безопасность жизнедеятельности обеспечивается соблюдением техники безопасности и техники пожарной безопасности.

Основным законодательным актом, который устанавливает гарантии осуществления прав трудящихся на охрану труда и обеспечивает единый порядок регулирования отношений в области охраны труда между работодателем и работником является закон «Об основах охраны труда в Российской Федерации (РФ), № 181 - ФЗ, 17.07.1999 г (в редакции. Федеральных законов от 09.05.2005 N 45-ФЗ)

Строительство и эксплуатация объектов нефтедобычи, сбора, транспорта и подготовки добытой продукции допускаются только при условии обеспечения безопасности жизни и здоровья работников этих предприятий и населения в зоне деяния проводимых работ.

Пользователи недр обязаны обеспечить выполнение требований законов стандартов, норм, правил и других нормативно-правовых актов по безопасному ведению работ.

Основными требования по обеспечению безопасного ведения работ, связанных с использованием недрами, являются:

- допуск к работе лиц не моложе 18 лет, имеющих специальную подготовку и квалификацию, а к руководству горными работами -- лиц, имеющих соответствующее специальное образование;

- обеспечение лиц, занятых на горных и буровых работах, специальной одеждой, средствами индивидуальной и коллективной защиты;

- применение машин, оборудования и материалов, соответствующих требованиям правил безопасности и санитарным нормам;

- проведение комплекса геологических, маркшейдерских и иных наблюдений, достаточных для обеспечения нормального технологического цикла работ;

- систематический контроль за состоянием атмосферы в районах ведения работ;

- запрещение ведения работ, если содержание вредных и опасных для здоровья людей веществ не соответствует требованиям норм и правил безопасности, санитарных норм;

- осуществление специальных мероприятий по прогнозированию и предупреждению аварийных ситуаций, охрану работников предприятий и населения в зоне ведения работ от их вредного воздействия.

Вопросы охраны труда и безопасности жизнедеятельности в нефтяной и газовой промышленности регламентированы следующими основными документами:

1. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03) /22/. Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 20.04.06 №384;

2. Федеральный закон об основах охраны труда в РФ № 181-ФЗ от 17.07.1999 (в редакции. Федеральных законов от 09.05.2005 N 45-ФЗ);

3. Федеральный закон о промышленной безопасности опасных производственных объектов № 116-ФЗ от 21.07.1997 (в редакции Федеральных законов от 09.05.2005 N 45-ФЗ);

4. Трудовой кодекс РФ №197-ФЗ от 30.12.2001 (в редакции Федеральных законов от 30.06.06г. № 90-ФЗ с изменениями, внесенными Постановлением Конституционного Суда РФ от 15.03.2005 N 3-П);

5. Федеральный закон о пожарной безопасности N 69-ФЗ 21.12.1994 (в ред. Федеральных законов от 09.05.2005 N 45-ФЗ, с изменениями, внесенными Федеральным законом от 27.12.2000 N 150-ФЗ определением Конституционного Суда РФ от 09.04.2002 N 82-О);

6. Федеральный закон об обязательном социальном страховании от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний № 125-ФЗ 24.07.1998 (в редакции Федеральных законов от 01.12.2004 N 152-ФЗ, с изменениями., внесенными Федеральными законами от 02.01.2000 N 10-ФЗ, от 11.02.2002 N 17-ФЗ, от 08.02.2003 N 25-ФЗ, от 08.12.2003 N 166-ФЗ, от 29.12.2004 N 202-ФЗ);

7. Федеральный закон о санитарно-эпидемиологическом благополучии населения № 52-ФЗ 30.03.1999 (в редакции Федеральных законов от 09.05.2005 N 45-ФЗ);

Регламентирующие документы ОАО НК «Роснефть»;

1. Политика компании в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды № П4-05 (Утверждена Приказом от « 28 » марта 2006г. № 55. Введена в действие с «28» марта 2006г);

2. Стандарты компании (Утверждены Приказом от «28» марта 2006 г. №55. Введены в действие с «28» марта 2006г):

а) Корректирующие и предупреждающие действия при выявлении несоответствий в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды № П4-01 С-004;

Б) Подготовка и проведение анализа Интегрированной Системы Управления промышленной безопасностью, охраной труда и окружающей среды № П4-03 С-004;

В) Интегрированная система управления промышленной безопасностью, охраной труда и окружающей среды № П4-05 С-009;

Г) Порядок формирования целей и программ в интегрированной системе управления промышленной безопасностью охраной труда и окружающей среды № П4-05 С-009.02;

Д) Управление промышленными рисками № П4-05 С-009.03;

Е) Порядок проведения мониторинга и измерений в Интегрированной Системе Управления промышленной безопасностью, охраной труда и окружающей среды № П4-05 С-009.04;

Ж) Порядок проведения производственного контроля за состоянием промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды № П4-05 С-009.06;

З) Система управления безопасностью дорожного движения № П4-05 С-008.

2.9. Промышленная безопасность

2.9.1. Требования к организациям выполняющим работы по воздействию на призабойную зону пласта

При осуществлении деятельности, связанной с ремонтом или реконструкцией опасных производственных объектов, организации обязаны обеспечить контроль состояния технической базы и технических средств, а также соблюдение установленных процедур планирования, проведения проверки качества и учета ремонтных и наладочных работ.

Выполнение работ по реконструкции скважин, а также выполнение отдельных этапов (операций) этих работ, в том числе проведение работ по неразрушающему контролю и диагностике сооружений и оборудования, продлению сроков эксплуатации технических устройств, может производиться специализированными организациями в установленном порядке.

2.9.2. Требования к подготовительным работам на скважине

Передвижение агрегатов по ремонту скважин и транспортирование оборудования на скважину должно проводиться под руководством ответственного лица, назначенного в установленном порядке.

Запрещается передвижение оборудования при снегопадах, тумане, пылевых бурях при видимости менее 50 м и порывах ветра более 30 м/с.

Территория вокруг ремонтируемой скважины должна быть спланирована, освобождена от посторонних предметов. Подземные коммуникации должны быть четко обозначены, а газопроводы газлифтной скважины заключены в патрон.

Расположение агрегатов, оборудования, вспомогательных объектов на территории ремонтируемой скважины и ее размеры должны соответствовать типовой схеме, утвержденной техническим руководителем организации. Бытовые помещения должны располагаться от устья скважины на расстоянии не менее высоты мачты (вышки) агрегата плюс 10 м.

Агрегаты для ремонта скважин, оборудования должны устанавливаться на передвижные или стационарные фундаменты, выполненные в соответствии с требованиями инструкций по эксплуатации или проектов обустройства кустов скважин.

Работы на высоте при монтаже и ремонте вышек (мачт) запрещается проводить при скорости ветра более 15 м/с, во время грозы, ливня, снегопада и при гололедице, а также в темное время суток без искусственного освещения, обеспечивающего безопасное ведение работ.

Нагнетательные линии должны быть собраны из труб с быстросъемными соединительными гайками и шарнирных колен (угольников) и спрессованы на полуторакратное давление от максимального рабочего давления, предусмотренного планом работ.

Промывочный шланг должен быть обмотан стальным мягким канатом диаметром не менее 8 мм с петлями через каждые 1-1,5 м по всей длине шланга. Концы каната следует крепить к ответным фланцам шланга. Во избежание порыва шланга при работе с ним следует устанавливать на насосном агрегате предохранительный клапан на давление ниже допустимого на шланг на 25 %.

Рабочая площадка для ремонта или освоения скважины должна быть размером не менее 3x4 м и иметь настил, выполненный из металлических листов с поверхностью, исключающей возможность скольжения, или досок толщиной не менее 40 мм. В исключительных случаях, при невозможности размещения площадки данных размеров, по согласованию с органами Госгортехнадзора России допускается установка рабочей площадки размером 2x3 м.

Если рабочая площадка расположена на высоте 60 см и более от уровня земли, необходимо устанавливать перильные ограждения высотой 1,25 м с продольными планками, расположенными на расстоянии не более 40 см друг от друга, и бортом высотой не менее 15 см. Рабочая площадка, расположенная на высоте до 75 см, оборудуется ступенями, на высоте более 75 см лестницами с перилами. Ширина лестницы должна быть не менее 65 см, расстояние между ступенями по высоте должно быть не более 25 см. Ступени должны иметь уклон вовнутрь 2-5°.

Приемные мостки-стеллажи устанавливаются горизонтально или с уклоном не более 1:25. Длина мостков-стеллажей должна обеспечивать свободную укладку труб и штанг без свисания их концов. Стеллажи должны иметь концевые (откидные) стойки. Мостки имеют откидной козырек с трапом. Допускается выполнять настил приемных мостков из рифленого железа или досок толщиной не менее 40 мм. Ширина настила приемных мостков (беговой дорожки) должна быть не менее 1 м.

Во избежание скатывания труб на мостки под каждый ряд труб следует подкладывать деревянные подкладки в количестве не менее двух. Подкладки должны иметь со стороны беговой дорожки утолщения по высоте не менее 30 мм. Во избежание скатывания труб допускается установка металлических стоек, регулируемых по высоте.

Емкость для долива скважины должна быть обвязана с устьем скважины с таким расчетом, чтобы обеспечивался самодолив скважины или принудительный долив с использованием насоса. Емкость должна быть оборудована уровнемером и иметь соответствующую градуировку.

Освещенность рабочих мест и территории ремонтируемой скважины должна соответствовать требованиям санитарных норм и правил.

Открыто положенные кабели должны быть доступны для осмотра. В местах возможных перемещений спецтехники и прохода людей устанавливаются предупредительные знаки и аншлаги.

При ведении ремонтных работ заземлению подлежат: корпусы генераторов передвижных электростанций, ключей АПР-2ВБ, КМУ-32, КМУ-50 и др., светильников, электрических плат, раций и т.п.;

каркасы распределительных щитов станций управления, щитов и пультов управления, магнитных пускателей;

металлические основания культбудки, инструментальная тележка, электростанция, передвижные агрегаты для ремонта скважин, приемные мостки-стеллажи, приустьевая площадка, емкости под раствор для глушения или долива скважины, емкости горюче-смазочных материалов, желобная система.

Перед началом работ по ремонту скважины (до подъема мачты) необходимо провести испытание якорей для оттяжек мачты (вышки).

Пуск в работу смонтированной установки и оборудования производится комиссией, состав и порядок работы которой устанавливается документом, утвержденным техническим руководителем организации.

На кустах скважин с любым основанием (лежневым, насыпным, намывным и др.) с расположенными на поверхности грунта нефтегазопроводами ремонт скважин производится при условии их отключения со стороны скважин и замерного устройства и разряжения избыточного давления.

При работе на кустах скважин, оборудованных центробежными насосами, электрокабели, попадающие в зону перемещения и монтажа оборудования ремонтных бригад и освоения, должны быть обесточены, сняты с эстакад (стоек) и закрыты кожухами (деревянными, металлическими), обеспечивающими сохранность изоляции и безопасность работающего персонала.

До монтажа оборудования, если это предусмотрено планом, производится глушение скважины раствором и составляется акт.

2.9.3. Требования к оборудованию и другим техническим устройствам

Все агрегаты специального назначения, используемые во взрывопожароопасных зонах, должны применяться во взрывозащищенном исполнении, оснащаться аварийной световой и звуковой сигнализацией и системой освещения.

Агрегаты для ремонта скважин должны быть механизированы и оснащены самостоятельным пультом управления спуско-подъемными операциями и контрольно-измерительными приборами, в том числе индикатором веса с записью нагрузки на крюке. С пульта управления агрегатом должны осуществляться все технологические процессы и операции на скважине при обеспечении в ходе их выполнения видимости мачты, лебедки и устья скважины.

Вышки и мачты агрегатов должны укрепляться оттяжками из стального каната.

Агрегат должен быть оснащен искрогасителями двигателей внутреннего сгорания и заслонками экстренного перекрытия доступа воздуха в двигатель (воздухозаборник).

Мачта агрегата должна иметь приспособление для подвешивания ролика кабеля ЭЦН. Ролик должен быть застрахован тросом диаметром 810 мм. На мачте должна быть размещена металлическая табличка, укрепленная на видном месте. На табличке должны быть указаны:

дата изготовления;

завод-изготовитель;

заводской номер установки;

грузоподъемность (номинальная) мачты;

сроки следующей проверки технического освидетельствования подъемного агрегата.

Ходовой конец талевого каната должен крепиться на барабане лебедки с помощью специального приспособления таким образом, чтобы исключить деформацию и истирание каната в месте его крепления. На барабане лебедки при нижнем рабочем положении талевого блока должно оставаться не менее трех витков каната.

Неподвижный конец ветви талевого каната должен быть закреплен на специальном приспособлении, надежно соединенном с металлоконструкциями платформы агрегата.

Передвижные насосные установки, предназначенные для работы на скважинах, должны снабжаться запорными и предохранительными устройствами, иметь приборы, контролирующие основные параметры технологического процесса, выведенные на пульт управления.

Оборудование для текущего ремонта скважин с использованием канатной техники должно быть укомплектовано лебедкой с приводом, обеспечивающим вращение барабана с канатом в любых желаемых диапазонах скоростей и с фиксированной нагрузкой на канат.

Вырезающие устройства для забуривания новых стволов из обсаженных скважин должны быть разработаны, изготовлены, испытаны и допущены к применению в установленном порядке.

2.9.4. Требования безопасности при закачке химреагентов

Работы по нагнетанию в скважину газа, пара, химических и других агентов проводятся в соответствии с планом, утвержденным нефтегазодобывающей организацией. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ.

При закачке химреагентов, пара, горячей воды на нагнетательной линии у устья скважины должен быть установлен обратный клапан.

Нагнетательная система после сборки до начала закачки должна быть опрессована на полуторакратное ожидаемое рабочее давление.

При гидравлических испытаниях нагнетательных систем обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны, устанавливаемой планом работ. Ликвидация пропусков под давлением запрещается.

Перед началом технологического процесса на скважине с применением передвижных агрегатов руководитель работы обязан убедиться в наличии двусторонней переговорной связи.

Перед началом работы по закачке реагентов, воды и после временной остановки в зимнее время необходимо убедиться в отсутствии в коммуникациях насосных установок и нагнетательных линиях ледяных пробок.

Обогревать трубопроводы открытым огнем запрещается.

Обработка призабойной зоны и интенсификация притока в скважинах с негерметичными колоннами и заколонными перетоками запрещаются.

Передвижные насосные установки необходимо располагать на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1 м. Другие установки для выполнения работ (компрессор, парогенераторная установка и др.) должны размещаться на расстоянии не менее 25 м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины.

Технологические режимы ведения работ и конструктивное исполнение агрегатов и установок должны исключить возможность образования взрывопожароопасных смесей внутри аппаратов и трубопроводов.

Работы должны выполняться с применением необходимых средств индивидуальной защиты и в соответствии с требованиями инструкции по применению данного реагента.

На месте проведения работ по закачке агрессивных химреагентов (серной, соляной, фторной кислоты и т.д.) должен быть:

аварийный запас спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты;

запас чистой пресной воды;

нейтрализующие компоненты для раствора (мел, известь, хлорамин).

После закачки химреагентов или других вредных веществ до разборки нагнетательной системы агрегата должна прокачиваться инертная жидкость объемом, достаточным для промывки нагнетательной системы.

Для определения концентрации паров серной кислоты и серного ангидрида бригада должна быть обеспечена газоанализаторами.

2.9.5. Меры безопасности при проведении обработок призабойной зоны

Для обеспечения нормальных и безопасных условий работы при выполнении технологических операций по обработке призабойной зоны скважин и воздействию на пласт рекомендуются следующие мероприятия.

Проведение любого воздействия на пласт и обработка призабойной зоны скважин должны проводиться по плану, утвержденному главным инженером или главным геологом нефтегазодобывающего управления, с указанием мероприятий по безопасности работ и руководителя работ - ответственного инженерно-технического работника.

В плане работы должны быть указаны геолого-технические данные скважины, в том числе диаметр эксплуатационной колонны и допускаемое для неё давление, порядок проведения подготовительно-заключительных работ и закачки растворов рабочей жидкости, давление и скорость закачки (подача насоса) растворов, а также их физико-химические свойства. В плане работы должны быть указаны меры по ликвидации возможных аварий.

При обработке призабойной зоны скважины следует руководствоваться Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности и инструкциями по безопасности труда, разработанными институтами, предприятиями применительно к конкретному методу. До начала работ руководитель (мастер бригады или ведущий геолог промысла) должен ознакомить обслуживающий персонал с планом проведения технологического процесса, его особенностями, с порядком и правилами безопасности ведения его на данной скважине.

Работы по приготовлению кислотных и других химических растворов, слив, налив, перекачка, разведение, транспортировка должны быть максимально механизированы и осуществляться по закрытой системе.

На скважине, где намечается проведение технологических операций по обработке призабойной зоны, подготавливается площадка в радиусе 30 метров от устья скважины. Насосные агрегаты устанавливают на расстоянии не менее 10 метров от устья скважины так, чтобы расстояние между ними было не менее 1 метра, а кабины не были обращены к устью скважины. Гидравлические части насосных установок должны иметь щиты или закрывающие кожухи.

До начала работ проверяют исправность насосных агрегатов. После обвязки насосных установок и устья скважины следует произвести опрессовку нагнетательных трубопроводов на полуторакратное давление от ожидаемого максимального рабочего давления. На площадке должен быть необходимый запас воды для технологических операций и бытовых нужд.

На период опрессовки устанавливается опасная зона в радиусе 50 метров от скважины.

Работы по обработке призабойной зоны выполняются в защитных касках, суконных костюмах, прорезиненных фартуках, защитных очках, резиновых перчатках.

Предусматривается наличие на площадке необходимого содового раствора для промывки глаз, защитные дерматологические средства (мою-щие средства, мази, пасты, кремы), аптечки для оказания первой доврачеб-ной помощи.

Обработка скважин кислотными, химическими и другими реагентами предусматривается в дневное время.

Насосные агрегаты комплектуются медицинскими аптечками, огнетушителями. Выхлопные трубы насосных установок и других спецагрегатов оборудуются искрогасителями.

Автоцистерны для перевозки кислоты, нефти и других химических реагентов должны иметь заземляющие устройства для отвода статического электричества во время переездов и сливо-наливных операциях. На скважины должна доставляться кислота требуемой концентрации с добавками ПАВ, ингибиторами, стабилизаторами и т.д. После завершения кислотной обработки скважины пресной водой промывают насосные агрегаты, автоцистерны, манифольды и другое вспомогательное оборудование, которое имело кон-такт с кислотой.

На площадке, где проводятся работы по обработке призабойной зоны скважин предусматривается наличие пожарных постов с ящиками с песком, лопатами, огнетушителями, кошмами.

В зоне проведения работ курение запрещается.

2.10. Санитарно-гигиенические требования

Предметом гигиены труда является изучение всей производ-ственной обстановки с целью разработки комплекса организа-ционных, санитарно-гигиенических и лечебно-профилактических мероприятий, необходимых для оздоровления производственных условий и повышения производительности труда. Как научная дисциплина гигиена труда является базой для практической и законодательной работы в области санитарной охраны труда. Одной из задач гигиены труда является установление допусти-мых концентраций химических веществ в воздухе и параметров физических факторов, к которым относятся: неблагоприятные метеорологические условия, воздействие большой интенсив-ности ультрафиолетового излучения, наличие рентгеновского и радиоактивного излучения, токов высокой частоты, шума, ви-брации, ультразвука, повышенное или пониженное атмосферное давление.

Не только факторы внешней среды, но и организация техно-логического и трудового процесса влияют на здоровье работаю-щих, их работоспособность и производительность труда. Поэтому задачей гигиены труда является разработка и внедрение ком-плекса мероприятий, направленных на обеспечение оптимальных условий труда: устранение или оздоровление тех участков про-изводственного процесса, которые могут нанести ущерб здо-ровью работающих; рациональная организация труда и отдыха; разработка индивидуальных средств защиты; проведение меди-цинских мероприятий, направленных на предупреждение заболе-ваний; получение научно обоснованных материалов для законо-дательных актов по оздоровлению условий труда.

Производственная санитария изучает вопросы устройства, эксплуатации и содержания предприятий и оборудования с точки зрения охраны здоровья работающих.

Задачей производственной санитарии является разработка и внедрение системы организационных и санитарно-технических мероприятий и средств, предотвращающих воздействие на рабо-тающих вредных производственных факторов.

Работу на нефтегазодобывающих предприятиях часто ведут на открытом воздухе, поэтому она связана с воздействием на работающих различных метеорологических условий (темпера-туры, влажности воздуха, ветра, естественных излучений).

Метеорологические условия подвержены сезонным и суточ-ным колебаниям. Внутри производственных помещений они в значительной степени зависят от характеристики зданий и технологических процессов, происходящих в них.

Неблагоприятные метеорологические условия могут явиться причиной несчастных случаев. При высокой температуре воз-духа понижается внимание, появляются торопливость и неос-мотрительность; при низкой -- уменьшается подвижность конеч-ностей вследствие интенсивной теплоотдачи организма.

На основании результатов исследования влияния метеороло-гических условий на работающих разработаны санитарные нормы. В холодный и переходный периоды года при темпера-туре наружного воздуха ниже +10°С температура воздуха в по-мещениях с незначительными тепловыделениями (20 ккал/м³-ч и менее) допускается в пределах 17--22 °С при легкой работе и 13--18°С -- при тяжелой. В помещениях со значительными теп-ловыделениями (более 20 ккал/м³-ч) в тот же период года до-пускается температура 17--24°С при легкой работе, 13--17°С при тяжелой работе.

Предельная температура, ниже которой не могут производиться работы на открытом воздухе на объектах ОАО «Удмуртнефть» устанавливается 30°С ниже нуля.

При температуре воздуха от 25°С до 30°С ниже нуля, рабочим на открытом воздухе, а также в закрытых не обогреваемых помещениях - применять перерывы для обогревания продолжительностью 10-20 минут через каждый час работы. Время перерыва входит в счет рабочего времени.

При температуре воздуха -30°С и ниже обход фонда скважин необходимо производить механизированным способом, а именно с применением автотехники.

При скорости ветра 6 м/сек, запрещается производить работы на высоте.

Там, где прекращение работ влечет за собой общественные бедствия или остановку всего или части производства, прекращение работ заменяется установлением чередующихся смен работающих (по согласованию с профсоюзным комитетом).



2.11. Противопожарная безопасность

Организационные мероприятия по обеспечению пожарной безопасности сводятся к установлению противопожарных нормативов, составленных в соответствии с законом «О пожарной безопасности», № 69 -ФЗ, 21.12.1994 г. (в ред. Федеральных законов от 09.05.2005 N 45-ФЗ, с изменениями., внесенными Федеральным законом от 27.12.2000 N 150-ФЗ, определением Конституционного Суда РФ от 09.04.2002 N 82-О)

Мероприятия по пожарной безопасности разделяются на четыре основные группы:

- предупреждение пожаров, т.е. исключение причин их возникновения;

- ограничение сферы распространения огня;

- обеспечение успешной эвакуации людей и материальных ценностей из сферы пожара;

- создание условий эффективного тушения пожаров.

Главные задачи профилактической работы:

разработка и осуществление мероприятий, направленных на устранение причин, которые могут вызвать возникновение пожаров;

-ограничение распределения возможных пожаров и создание условий для успешной эвакуации людей и имущества в случае пожара;

- обеспечение своевременного тушения пожара.

Профилактическая работа включает следующее:

- ежедневные проверки состояния пожарной безопасности объекта в целом и его отдельных участков силами пожарной части и боевых расчетов пожарного караула, а также своевременным выполнением предложенных мероприятий;

- постоянный контроль за проведением пожароопасных работ, выполнение противопожарных требований, норм и правил на объектах нового строительства, при реконструкции и переоборудовании цехов, складов и других помещений;

- проверку исправности и правильного содержания автоматических и первичных средств пожаротушения, противопожарного водоснабжения и систем извещения о пожарах;

- проведение инструктажей, бесед и специальных занятий с работниками и служащими объекта по вопросам пожарной безопасности (так же с временными работниками) и других мероприятий по пожарной пропаганде и агитации;

- подготовку личного состава пожарной дружины и боевых расчетов для проведения профилактической работы и тушения возможных пожаров и загораний;

- ежегодное проведение пожарно-технических обследований объекта с вручением дирекции объекта предписания Государственного надзора;

- осуществление мероприятий по оборудованию в цехах, на установках, складах, отдельных агрегатах и помещениях установок и систем пожарной автоматики.

2.12. Безопасность жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях

2.12.1. Рекомендации по составлению планов ликвидации аварий на взрывопожароопасных объектах

1. План ликвидации аварий (ПЛА) должен быть составлен на каждый взрывопожароопасный объект или его взрывопожароопасный участок, цех и т.п.

2. В ПЛА должны предусматриваться:

2.1. Возможные аварии, места их возникновения и условия, опасные для жизни людей.

2.2. Мероприятия по спасению людей, застигнутых аварией.

2.3. Мероприятия по ликвидации аварий в начальной стадии их возникновения, а также первоочередные действия производственного персонала при возникновении аварий.

2.4. Места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий.

2.5. Порядок взаимодействия с газоспасательными, пожарными и противофонтанными отрядами.

3. ПЛА разрабатываются комиссией, состоящей из специалистов, назначенных приказом по предприятию. ПЛА пересматриваются 1 раз в три года. При изменении технологии, условий работы, правил безопасности в ПЛА должны быть внесены соответствующие изменения и дополнения в установленном порядке.

4. ПЛА в количестве пяти экземпляров утверждается техническим руководителем предприятия при наличии актов проверки: состояния систем контроля технологического процесса; состояния вентиляционных устройств; наличия и исправности средств для спасения людей, противопожарного оборудования и технических средств для ликвидации аварий в их начальной стадии; исправности аварийной сигнализации, связи, аварийного освещения.

5. ПЛА должен содержать:

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

5.2. Распределение обязанностей между отдельными лицами, участвующими в ликвидации аварии.

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

5.4. Схемы расположения основных коммуникаций (технологическая схема).

5.5. Списки инструментов, средств индивидуальной защиты, материалов, находящихся в аварийных шкафах (помещениях), с указанием их количества и основной характеристики.

6. В оперативной части ПЛА должны быть предусмотрены:

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

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

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

6.4. Необходимость и последовательность выключения электроэнергии, остановки оборудования, аппаратов, перекрытия источников поступления вредных и опасных веществ.

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

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