Проектирование строительства эксплуатационной скважины на нефть на Приобском месторождении

Затем определяем время цементирования скважины tЦ (в мин)

tЦ=tцем+15 мин, (2.222)

где tцем - затраты времени на закачивание тампонажного раствора и его продавку, мин;

15 мин - дополнительное время, необходимое для вывода цементосмесительной машины на режим, освобождения продавочной пробки и получения сигнала “Стоп”.

tЦ=49,26+15=64,26 мин.

По вычисленному значению tЦ проверяется следующее условие:

tЦ = tЦЕМ+15 мин ? 0,75 tЗАГ, (2.223)

64,26<120*0,75=90

Условие выполняется, поэтому в тампонажный раствор не требуется вводить добавки замедлителя схватывания.

Рассчитывается также число агрегатов, задействованных в закачке буферной жидкости, по формуле

nБЖ = VБЖ / VМБ, (2.224)

где VБЖ- объём буферной жидкости, м3;

VМБ - объём мерных баков, м3.

nБЖ = 6,72/6,6=1,018.

Время закачки буферной жидкости tБЖ определяем по формуле

tБЖ = 16,7*VБЖ / (qМАКС nБЖ), (2.225)

где VБЖ - объём буферной жидкости, м3;

qМАКС - производительность закачки раствора в обсадную колонну одним цементировочным агрегатом в режиме ускоренной закачки, л/с.

tБЖ = 16,7*6,72/(23*1) = 4,8 мин.

По результатам расчёта количества и выбора цементировочной техники разрабатывается технологическая схема обвязки цементировочного оборудования (рис. 2.12).

Рис. 2.12 - Схема расположения оборудования при цементировании эксплуатационной колонны: 1 - цементосмесительная машина УС6-30; 2 - бачок затворения; 3 - цементировочный агрегат ЦА-320М; 4 - осреднительная установка УО-16; 5 - станция КСКЦ 01; 6 - блок манифольдов СИН-43; 7 - устье скважины, цементировочная головка; 8 - Автоцистерна; 9 - подводящая водяная линия; 10 - цементировочный агрегат ЦА-320М (резервный)

2.6 Проектирование процессов испытания и освоения скважины в процессе бурения

2.6.1 Вторичное вскрытие пласта

Основная задача вторичного вскрытия пласта является - создание совершенной гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта, без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки. Решение этой задачи обеспечивается выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимальной плотности перфорации и типоразмера перфоратора. В настоящее время широкое распространение получило 3 вида перфорации: пулевая, кумулятивная и гидропескоструйная.

Перфорационной средой является продавочная жидкость (техническая вода).

Способ доставки перфоратора - на геофизическом кабеле, что не требует дополнительных затрат времени и действий бригады освоения (на спуск НКТ).

Наиболее подходящий к данным условиям является перфоратор кумулятивный бескорпусный ленточный ПКС-105У [8]. Характеристика перфоратора ПКС-105У представлена в табл. 2.34.

Таблица 2.34 - Техническая характеристика перфоратора ПКС - 105У

Техническая характеристика	50;80 100;150 10 118 1-3 12
Максимальное гидростатическое давление, МПа Максимальная температура, С0 Минимальное гидростатическое давление в скважине, МПа Минимальный внутренний диаметр обсадной колонны, мм Число труб в интервале перфорации Средний диаметр канала, мм



Интервал перфорации определяется по формуле

(2.226)

где m - плотность перфорации, отверстие на 1 м;

n - кол-во перфорированных отверстий.

SТР ? n*SПЕРФ, (2.227)

где SТР - площадь трубы, м2;

n - кол-во перфорированных отверстий;

SПЕРФ - площадь перфорации, м2.

Тогда:

n ? SТР/ SПЕРФ, (2.228)

(2.229)

(2.230)

где d1 - внутренний диаметр колонны;

d2 - диаметр перфорационного канала.

n ? (0,0137)/ (0,00011)=124,5.

n ? 124.

Интервал перфорации равен:

H = 124/6 = 20,6 м.

Устье скважины перед проведением перфорации оборудуется малогабаритной превенторной установкой типа ППР 180х21.

2.6.2 Вызов притока

Перед началом вызова притока на устье скважины, должна быть установлена фонтанная арматура. До установки на устье скважины фонтанная арматура подвергается гидравлическому испытанию на пробное давление, которое в 2 раза больше паспортного рабочего давления. После установки арматуры ее испытывают на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны.

С учетом требования заказчика выбирается для герметизации устья скважины фонтанная арматура типа АФК (Ш) - 80Ч35(ТУ 3665-009-4965 2808-2004) [15]. Схема фонтанной арматуры представлена на рис. 2.13.

Рис. 2.13 - Схема фонтанной арматуры АФК (Ш) - 80Ч35: 1-манометр; 2-задвижка; 3-тройник; 4-дроссельное устройство; 5-трубная головка;6-крестовина колонной головки

В практике известно две группы вызова притока:

технологии, связанные с уменьшением плотности жидкости в скважине;

технологии, связанные с уменьшением уровня жидкости в скважине.

К технологии с уменьшением плотности жидкости в скважине относятся:

вызов притока жидкостями замещения;

вызов притока аэрированными жидкостями;

вызов притока пенами.

К технологии с уменьшением уровня жидкости в скважине относятся:

вызов притока с помощью компрессора высокого давления;

вызов притока тартанием;

вызов притока свабированием;

вызов притока с помощью струйных насосов.

Прежде чем приступить к вызову притока, устье скважины оборудуется фонтанной арматурой.

Понижение давления у забоя скважины может быть достигнуто способом снижением уровня жидкости.

В последнее время просматривается необходимость перехода к технологиям освоения скважин в сторону ресурсосберегающих и наносящих минимальный вред окружающей среде методов работы в скважине. Наиболее полно этому процессу отвечает освоение скважин с помощью поршневого вытеснения - свабирования.

В классическом виде свабирование представляет собой процесс периодического спуска поршневого узла (сваба) под динамический уровень жидкости глушения.

Спуск и подъем сваба производится с помощью каротажного подъемника (ПКС-5) на геофизическом кабеле. Глубина погружения сваба под уровень жидкости, из соображения допустимого усилия нагрузки в узле заделки троса, достигающего 3 тонны, не превышает 500-550 м.

Так как сваб имеет гибкую связь с устьевым оборудованием, то на последних циклах свабирования к нему можно присоединить регистрирующие приборы (манометр, термометр, расходомер, пробоотборник и т.д.) и совместить процесс исследования скважины со стадией понижения уровня жидкости, что также значительно сокращает рабочее время. Кроме того, геофизический кабель создает электрическую связь с прибором, а это предполагает не только регистрацию, но и контроль за моментом начала притока и, таким образом, своевременно прекратить свабирование и целиком переключиться на процесс исследования скважины, а также получить качественную глубинную пробу и сведения о гидродинамических характеристиках пласта.

Данный способ обладает следующими преимуществами:

1) возможность установки над свабом геофизических приборов, что дает возможность совместить процесс снижения уровни с исследованием скважины и дает контроль за моментом начала притока;

2) многократное снижение энергоемкости;

3) простота реализации метода.

При выполнении операции вызова притока из пласта свабированием должны быть выполнены следующие технологические правила:

1. До начала работ должны быть опрессованы: сальниковое устройство на 10 МПа, превентор и перфорационная задвижка на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

2. На тартальном канате (кабеле) должны быть установлены метки,
предупреждающие оператора подъемника о приближении сваба к устью скважины.

3. Спуск сваба в скважину следует производить со скоростью не более 0,5м/с.

Спуск сваба ниже уровня жидкости в колонне продолжать медленно, не допуская провисания кабеля (тартального каната) и не более 200м ниже уровня.

Производить подъем сваба на 3-4-ой скорости подъемника. При этом строго следить за глубиномером, показаниями динамометра, характером и объемом вытесняемой жидкости, метками на тартальном канате.

6. Обеспечить обогрев устьевого оборудования при температуре окружающего воздуха ниже 0 °С.

7. Освещенность рабочих мест в ночное время должна быть не менее 25 лк.

В нижней части колонны НКТ устанавливается безопасная муфта с внутренним диаметром 50 мм (для предупреждения падения сборки сваба и тартального каната).

Вся техника, принимающая участие при выполнении операции свабирования на скважине, должна быть оснащена искрогасителями.

10. Запрещается свабирование скважины при скорости ветра более 15м/с и температуре окружающего воздуха ниже минус 37 °С.

Свабирование скважины прекращается после получения фонтанного или переливающего притока жидкости из пласта, а при отсутствии поверхностного притока - до снижения уровня в колонне до проектной глубины и извлечения из пласта пластовой жидкости. После вызова притока пластового флюида, проводятся гидродинамические исследования объекта, затем производят глушение скважины, спуск глубинного насосного оборудования в данном случае УЭЦН. На рис. 2.14 представлено оборудование для свабирования, спускаемое в скважину.

Рис. 2.14 - Оборудование для свабирования, спускаемое в скважину



2.7 Разработка мероприятий по предупреждению осложнений и аварий при сооружении скважины

К осложнениям относятся нарушения технологического процесса бурения при соблюдении технического проекта и единых правил безопасности, вызванные горно-геологическими условиями. При осложнениях бурение скважины возможно, но для этого необходимо выполнение специальных мероприятий. Если осложнения встречаются редко, или их нет вовсе, то процесс строительства скважин характеризуется как нормальные условия бурения. Если осложнения возможны на каждой скважине, то это осложненные условия бурения. В последнем случае уже на стадии проектирования предусматривается комплекс специальных мероприятий.

К числу осложнений относятся:

поглощения бурового раствора;

газонефтеводопроявления (ГНВП);

нарушение устойчивости стенок скважины;

прихваты;

осложнения при разбуривании многолетнемерзлых пород (ММП).

Авария - нарушение технологического процесса бурения, вызываемое потерей подвижности колонны бурильных труб, или ее поломкой, с оставлением в скважине отдельных элементов колонны, а также различных предметов и инструментов, для извлечения которых требуется специальные работы, не предусмотренные проектом.

Аварии условно подразделяются на:

аварии с бурильной колонной;

аварии с породоразрушающим инструментом;

аварии с забойными двигателями;

аварии, связанные с падением в скважину посторонних предметов;

аварии при геофизических исследованиях;

пожары и взрывы;

прочие.

Практически все осложнения, если не принимать специальных мер по их предупреждению и ликвидации, переходят в аварии.

Что касается мероприятий по предупреждению поглощений, то все они сводятся к обеспечению минимального избыточного давления на поглощающий пласт и предотвращению резких колебаний давления в скважине. Это достигается за счет:

снижения плотности раствора;

использования аэрированных растворов;

уменьшения расхода (скорости восходящего потока) раствора;

ограничения скорости спуско_подъемных операций;

расхаживания инструмента перед пуском насосов и плавного восстановления циркуляции;

подбора соответствующих КНБК;

предотвращения образование сальников.

Основные мероприятия по предупреждению ГНВП сводятся к следующим:

установка противовыбросового оборудования (ПВО);

проверка работоспособности ПВО раз в сутки;

установка автоматической газокаротажной станции (АГКС);

установка в КНБК клапана - отсекателя, а под ведущей трубой шарового крана;

учебные тревоги раз в месяц;

наличие запаса бурового раствора, равного объему скважины;

контроль за циркуляцией раствора (расход на устье, уровень в приемных емкостях);

при снижении плотности раствора необходимо довести ее до указанной в ГТН;

выравнивание параметров раствора перед подъемом инструмента;

снижение скорости спуско_подъемных операций;

долив скважины при подъеме инструмента, если объем долива сокращается, то подъем необходимо прекратить, скважину промыть;

при появлении признаков проявлений при поднятом инструменте, необходимо начать спуск его на максимально возможную глубину;

при вынужденных остановках колонна бурильных труб должна быть поднята до башмака обсадной колонны, и раз в сутки должна опускаться до забоя для промывки скважины.

Для предупреждения неустойчивости стенок скважины, необходимо снизить влияние факторов, приводящих к этому. Следовательно, необходимо:

Стремиться к тому, чтобы напряжения в горной породе в приствольной зоне были близки к напряжениям в массиве. Для этого необходимо повысить гидростатическое давление в скважине, что достигается увеличением плотности бурового раствора.

Предотвратить попадание водной фазы раствора в породу, особенно в глины. Это предотвратит их набухание, ослабление сил сцепления, сохранит коэффициент трения между отдельными частицами породы. Это достигается применением качественных глинистых растворов с минимальной фильтрацией, образующих тонкую непроницаемую корку на стенках скважины. Наибольший эффект может быть получен при применении растворов на нефтяной основе или гидрофобных эмульсий.

Максимально сократить время нахождения пород в открытом стволе.

Не допускать снижение гидростатического давления в скважине. Для этого постоянно следить за плотностью бурового раствора согласно утвержденным регламентам, и при необходимости доводить ее до требуемой. В процессе подъема инструмента производить долив скважины.

Избегать существенных колебаний давления в скважине путем снижения скорости спуско_подъемных операций, плавного запуска насосов с одновременным расхаживанием и вращением колонны бурильных труб.

Предотвратить усталостное разрушение горных пород в стенках скважины за счет установки амортизаторов, протекторов.

Предотвратить эрозию стенок скважины путем снижения скорости восходящего потока бурового раствора.

Общие мероприятия по предупреждению прихватов:

Применение малоглинистых растворов.

Введение в раствор смазывающих добавок - графита, стеклянных шариков, смазок на рыбожировой основе, таллового масла, глицерина и др.

Постоянный контроль за циркуляцией раствора.

В глубоких скважинах замер температуры раствора через 30 мин. При снижении температуры - подъем инструмента и его опрессовка.

При остановках до 0,5 часа на 15 м и производить его расхаживание. При остановках на большее время поднять инструмент в обсадную колонну.

При посадках поднять инструмент на 15 м и проработать ствол.

В процессе бурения производить контрольные приподъемы инструмента на 15_20 м через 45 мин. При появлении затяжек интервал проработать, контрольные приподъемы производить через 15-20 мин.

На основе анализа ведения работ на территории Приобского месторождения к основным видам аварий можно отнести:

1.Прихваты бурильных и обсадных колонн.

2.Аварии с долотами.

3.Аварии при цементировании.

4.Аварии с забойными двигателями.

5.Аварии в результате падения в скважину посторонних предметов.

6.Аварии при проведении промысловых исследований в скважине;

Аварии с долотами - оставление в скважине долота, бурильной головки, расширителя, а также их элементов и частей. Такого типа аварии происходят в результате: нарушений правил крепления или спуска долота, при использовании переводников над долотом с несоответствующей резьбой; бурение с нагрузками, превышающими допустимые; передержка на забое; удар долотом о забой или уступ; несоответствие крепости пород и применяемого долота; слабая прочность сварных швов; заклинивание шарошек и другие причины.

В результате аварий с долотами в скважине чаще всего остаются шарошки долот. Это связано со значительным износом опор, недостаточным сроком их работы даже в пределах предусматриваемых конструкцией долот и режимами работы их в скважине.

Предупреждение аварий с долотами: учет всех рекомендаций и правил эксплуатации; осмотр и обмер долот; соблюдение правил хранения; исключения сбрасывания долот на металлические предметы; плавное навинчивание; исключение крепления долота ротором; постоянны контроль за состоянием долота по ГИВ - 6.

Аварии при креплении скважин - прихваты обсадных колонн; падение отдельных труб и секций колонн в скважину; смятие обсадных колонн; разъединение обсадной колонны по резьбовому соединению.

Аварии при цементировании. В основном это не до подъем цементного раствора.

Аварии с забойными двигателями в основном происходят из-за срыва резьбы вследствие недостаточного крепления, нарушение правил эксплуатации и ремонта турбобуров. Предупреждение такого рода аварий заключается, прежде всего, в выполнении правил и рекомендаций, в правильном сочетании диаметров резьбы турбобура и долота, соблюдении правил транспортировки и хранения, качественное опробование и осмотр соединений и узлов.

Для предотвращения попадания в скважину посторонних предметов необходимо: применять исправный спускоподъемный инструмент (элеваторы, машинные ключи, клинья и т. д.), не допускать захламленности пола буровой, вести работы внимательно и аккуратно.



2.8 Выбор буровой установки

Буровая установка выбирается, прежде всего, по условной глубине бурения, а затем, согласно действующим правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности, по её допустимой максимальной грузоподъёмности, позволяющей проводить спуско-подъёмные операции с наиболее тяжёлой бурильной и обсадной колоннами. Также необходимо руководствоваться геологическими, климатическими, энергетическими, дорожно-транспортными и другими условиями.

Учитывая конкретные условия бурения, а именно то, что площадь ведения буровых работ заболоченная и бурение ведется с кустовых площадок, район обеспечен электроэнергией и условная глубина бурения является соответствующей, выбирается буровая установка типа БУ - 3000 ЭУК-1М.

Должны выполняться следующие условия [22]

[Gкр] / Qбк > 0,6; (2.231)

[Gкр] / Qоб > 0,9; (2.232)

[Gкр] / Qпр > 1, (2.233)

где Gкр - допустимая нагрузка на крюке, тс;

Qок - максимальный вес бурильной колонны, тс;

Qоб -максимальный вес обсадной колонны, тс;

Qпр -параметр веса колонны при ликвидации прихвата, тс.

Максимальный вес бурильной колонны составляет QБК =42,43 тс.

Максимальный вес обсадной колонны составляет QОБ =81,07 тс.

Параметр веса колонны при ликвидации прихвата определяется по формуле



Qпр = k Qмах, (2.234)

где k - коэффициент увеличения веса колонны при ликвидации прихвата (k =1,3);

Qмах - наибольший вес одной из колонн, тс.

Qпр = 1,3 42,43=55,16 тс.

По условию (2.231)

200/42,43=4,71 >0,6.

По условию (2.232)

200/81,07=2,47 >0,9.

По условию (2.233)

200/55,16=3,63 >1.

Из вышеприведенных расчетов видно, что все условия выполняются, следовательно, буровая установка для бурения проектируемой скважины выбрана верно.

В соответствии с [22] тип и размеры фундаментов определяются исходя из нагрузки на грунт основания, допустимой удельной нагрузки на грунт и коэффициента запаса прочности для грунта, используемого для устройства оснований.

Фундаменты входят в заводской комплект буровой установки, поэтому дополнительные расчёты на прочность и определение площади опорной поверхности не требуются.

Расчёт фундаментов под буровое оборудование сводится к определению нагрузок на грунт основания, создаваемых весом бурового и дополнительного оборудования в процессе работы.

В соответствии с паспортными характеристиками, техническими условиями на монтаж и схемой расположения бурового оборудования и привышечных сооружений, наибольшее давление на грунт основания создаёт вышечно-лебёдочный блок.

При расчёте давления на грунт основания, кроме веса вышечно-лебёдочного блока учитывается дополнительная нагрузка от веса обсадной и бурильной колонны при проектной глубине скважины и веса бурового раствора для долива. Принято, что общая масса вышечно-лебёдочного блока и дополнительная нагрузка равномерно распределены на 4 направляющих, опорная поверхность которых составляет 324 м2.

Расчётное давление на грунт основания

Pбо=0,1(Qвлб+Qбк+(Qок*Кп)+Qбр)/Fбо, (2.234)

где Qвлб - вес вышечно-лебёдочного блока, т;

Qбк - вес бурильной колонны, т;

Qок - вес обсадной колонны, т;

Кп - коэффициент, учитывающий возможность прихвата;

Qбр - вес бурового раствора для долива, т;

Fбо - площадь опорной поверхности фундаментов, м2.

По формуле (2.234)

Pбо=0,1(450+42,43+(81,07*1,5)+12)/324=0,2 кг/см2.

Основание отсыпается песчаным грунтом различных фракций. Наиболее неблагоприятные условия связаны с применением мелких песков, насыщенных водой, нормативное давление (Pо) для которых равно 1,5 кг/см2 [25]. При этом требование к прочности Pбо< Pо выдерживается.

Коэффициент запаса прочности для грунта основания с учётом динамических нагрузок

kпо= Pо/ Pбо (2.235)

kпо =1,5/0,2=7,5>[k]=1,25.

В соответствии с [25] при устройстве тела основания из песка различной крупности установку фундаментов можно производить непосредственно на поверхностный слой грунта.

Установка БУ - 3000 ЭУК 1М предназначена для кустового бурения скважин на нефть и газ до 3000 метров. Она состоит из следующих основных блоков: вышечно - лебедочного, насосного, компрессорного и энергоблока. Первые два состоят из мелких блоков из металлоконструкций с установленным на них оборудованием и коммуникациями. В процессе разбуривания куста с точки на точку все блоки движутся с точки на точку по двум специальным направляющим. После окончания бурения оборудование демонтируется на следующий куст.

Техническая характеристика БУ - 3000 ЭУК-1М приведена в табл. 2.29.

Таблица 2.35 - Техническая характеристика БУ - 3000 ЭУК-1М

Наименование параметров	Значение параметров
1	2
Допускаемая нагрузка на крюке, кН	2000
Условный диапазон глубины бурения, м	2000 - 3200
Наибольшая оснастка талевой системы	5 х 6
Диаметр талевого каната, мм	28, 32
Скорость подъёма крюка при расхаживании колонны и ликвидаций аварий, м/с	0,1 - 0,2
Скорость установившего движении при подъёме незагруженного элеватора, м/с	1,5
Мощность на приводном валу подъёмного агрегата, кВт	550 - 670
Проходной диаметр стола ротора, мм	560
Допускаемая статическая нагрузка на стол ротора, кН	3200
Число основных буровых насосов, шт	2
Номинальная длина свечи, м	25



2.9 Проектирование бурового технологического комплекса

Проектирование бурового технологического комплекса сводится к следующим задачам: по максимальной нагрузке на крюке выбирается оснастка талевой системы, рассчитывается количество свечей, поднимаемых на каждой скорости лебедки.

Кратность оснастки талевой системы (u) определяется по формуле

, (2.236)

где QMAX - максимальная нагрузка на крюке (QMAX=663 кН);

РРАЗ - разрывное усилие каната (для ЛК-РО 631 (1+6+6/6+12)+МС РРАЗ=481 кН);

з - КПД талевой системы (з=0,9);

k - коэффициент запаса (k=5).

.

Максимальный вес, поднимаемый на i-той передаче определяется по формуле

, (2.284)

где DБЛ - диаметр барабана лебедки, м (DБЛ=0,65 м);

ni - частота вращения вала лебедки на i-той передаче, об/мин (n1=46 об/мин, n2=97 об/мин, n3=170 об/мин, n4=360 об/мин);

N - мощность, развиваемая на барабане лебедки, кВт, определяется по формуле



, (2.237)

где NД - мощность двигателя, кВт (NД=500 кВт);

зТ - КПД трансмиссии (зТ=0,9);

qТС - вес талевой системы, кН, определяется по формуле

, (2.238)

где QMAX - максимальная нагрузка на крюке, кН (QMAX=663 кН).

кН.

кВт.

кН.

кН.

кН.

кН.

Условный вес одной свечи определяется по формуле

, (2.239)

где QБК - вес бурильной колонны, кН (QБК=424 кН);

l - длина одной свечи, м (l=25м);

L - глубина скважины по стволу (L=3025 м).

кН.

Общее количество свечей определяется по формуле

. (2.240)

шт.

Количество свечей, которое можно поднять на i-той передаче лебедки определяется по формуле

, (2.241)

где GiMAX и Gi+1MAX - максимальная нагрузка на крюке на i-той и i+1-ой передачах соответственно, кН.

шт.

шт.

Расчет для первой и второй скорости не определяется, так как всю колонну можно поднять на 3 и 4 скоростях.

Режимы СПО приведены в табл. 2.36.

Таблица 2.36 - Режимы СПО

Скорость лебедки	Количество поднимаемых свечей, шт
3 4	96 76



3. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ ЦЕХИ И СЛУЖБЫ

3.1 Ремонтная база

В результате длительной эксплуатации, либо при возникновении аварийных ситуаций, происходит износ или поломка бурового оборудования. Основной задачей ремонтной базы управления буровых работ является предупреждение последствий износа бурового инструмента и оборудования, их восстановление и профилактическое обслуживание. Силами механических мастерских выполняются работы по ремонту бурового оборудования, транспорта, а также производится ремонт и изготовление отдельных узлов и деталей, необходимый для восстановительного ремонта при эксплуатации оборудования.

Ремонтом вышедшего из строя оборудования занимается центральная база производственного обеспечения (ЦБПО), состоящая из прокатно-ремонтного цеха бурового оборудования (ПРЦБО), и прокатно-ремонтного цеха труб и турбобуров (ПРЦТ и Т).

Каждый цех имеет все станки и оборудование, необходимые для ремонта.

В состав прокатно-ремонтного цеха бурового оборудования входят комплексные бригады по проведению планово-предупредительных ремонтов бурового оборудования, противовыбросового оборудования и фонтанных арматур.

В состав прокатно-ремонтного цеха труб и турбобуров входит участок по ремонту труб и турбобуров. С целью повышения ответственности рабочих на своих местах за каждым закреплена определенная группа оборудования.

Для поддержания оборудования в постоянной технической исправности и эксплуатационной готовности, а также с целью предупреждения аварий и поломок осуществляться система технического обслуживания. Межремонтное техническое обслуживание бурового и эксплуатационного оборудования подразделяется на два типа:

- ежедневное техническое обслуживание (выполняется раз в сутки);

- периодическое техническое обслуживание (выполняется после отработки определенного времени).

Капитальный ремонт крупноблочного оборудования производится на ремонтно-механических заводах по разовым заявкам.

Текущий ремонт оборудования осуществляется слесарями, входящими в состав бригады, работающей на месторождении.

Годовой график планово-предупредительного ремонта составляется главным механиком управления совместно с начальниками производственных участков и буровыми мастерами. При составлении графика учитывают техническое состояние оборудования, длительность его эксплуатации или объем выполненных работ, выполнение предыдущих ремонтов, технологическую связь с другими звеньями производства. Проект годового графика планово-предупредительного ремонта утверждает главный инженер управления.

3.2 Энергетическая база и энергоснабжение

Месторождение обеспечено линией электропередач (ЛЭП), от которой и производится энергоснабжение. Сведения об электрическом снабжении буровой, его источниках и характеристики линии электропередач представлены в табл. 3.1.



Таблица 3.1 - Электроснабжение

Источник электроснабжения	Характеристика ЛЭП	Заявленная мощность, кВт
Наименование	Расстояние до буровой, км	Количество одновременно работающих установок	ЛЭП, кВ	длина, км	трансформаторов	суммарная мощность системы электроснабжения буровой
Энергосистема	12	1	6	15	292	1396,8

Данные о количестве потребляемой энергии при подготовительных работах, бурении, креплении и испытании скважины приведены в табл. 3.2.

Таблица 3.2 - Количество потребляемой электроэнергии

Наименование работ	Норма расхода электроэнергии	Количество потребляемой электроэнергии, кВтч
	Единицы измерения	Величи-на	Источник нормы	На первую скважину куста	На последующие
Подготовительные работы	кВтч/сут	4140	ЭСН табл. 49-404	16560	4968
Бурение и крепление	кВтч/м	68	ЭСН табл. 49-405	181832	181832
Испытание в колонне с передвижной установкой	кВтч/сут	1520	ЭСН табл. 49-407	18665,6	18665,6
Всего на скважину				217057,6	205465,6

Во время отключение электроэнергии на буровой имеется аварийная станция с дизельным силовым приводом.

3.3 Водные ресурсы и водоснабжение

На каждом кусте, где ведётся бурение скважин на нефть и газ, для бытовых нужд, а так же для технических нужд бурится неглубокая скважина на воду, глубина и параметры которой задаются «Рабочим проектом на бурение разведочно-эксплуатационных скважин для водоснабжения» Том-3-856, 1988г. В данном случае водяная скважина бурится глубиной 250 м. Скважина артезианская, расположена на расстоянии 60 м от буровой. Рабочий расход составляет 6,3 м3/ч, что вполне удовлетворяет потребности в воде: техническая вода 120 м3/сут, а остальное на бытовые нужды. Объем запасных емкостей для воды составляет 50 м3. Скважина оборудуется фильтрами для очистки воды, в обвязку скважины входит водопровод диаметром 0,05 м и длиной 60 м.

3.4 Цех по приготовлению и очистке буровых растворов

Буровой раствор для бурения скважин приготавливается непосредственно на буровой из привозных материалов при помощи гидравлической мешалки, которая располагается в блоке ёмкостей.

Приготовление бурового раствора осуществляется по разработанной рецептуре под наблюдением технолога, который в свою очередь контролирует его параметры во время процесса бурения.

На буровой ведется журнал, в котором ведутся записи о параметрах бурового раствора, количестве использованных химреагентов. Каждую неделю заполняется паспорт качества бурового раствора, в котором обозначаются основные качественные параметры бурового раствора и отправляется проба бурового раствора в лабораторию буровых растворов. За наличие и хранение химических реагентов, а также за приготовление и качество бурового раствора несет ответственность лаборант, который по вахтам работает на буровой.

Для забуривания скважины на буровой используется центробежный насос, который подаёт воду из емкости по водопроводной сети. Заготавливают необходимое количество бентонита. При бурении скважины в дальнейшем приготавливается полимерглинистый раствор, который нужно правильно и своевременно обработать выше перечисленными химическими реагентами.

Для приготовления раствора химические реагенты доставляются на буровую от базы в плотных целлофановых пакетах, бумажных мешках, бочках для избежания воздействия внешней среды.

На буровой должен быть необходимый запас химических реагентов, для обработки глинистого раствора, на случай вскрытия продуктивных горизонтов, выброса и т. д.

Основной запас химических реагентов и бентонита находится на складах БПО в количестве, необходимом для нормальной работы буровых бригад в течение года. На буровых также должен иметься запас химических реагентов, храниться они должны в отдельно оборудованных для этого местах.

3.5 Транспорт

Транспортировка грузов и вахт наземным транспортом обеспечивается управлением технологического транспорта УТТ. Парк УТТ составляет как колесная, так и гусеничная техника. В зависимости от времени года и состояния дорожного полотна применяется та или иная техника.

К месторождению ведет автотрасса с бетонным покрытием, по которой ведется транспортировка грузов и рабочего персонала. На территории месторождения проложены дороги к кустам из круглого леса, отсыпанные грунтом. В зимнее время также используются зимние временные дороги.

3.6 Связь и диспетчерская служба

Связь с буровой бригадой осуществляется с помощью стационарной цифровой телефонной радиостанции DX-220 фирмы Nokia - 640. Бурильщик работающей вахты сдает сводку в районную инженерно-техническую службу (РИТС) в 6, 8, 12, 16, 20 и 24 часа. В непредвиденных, экстренных ситуациях на связь разрешено выходить в любое время.

Сводка передается в центральную инженерно-техническую службу (ЦИТС) начальником смены РИТС посредством телефонной связи. Помимо этого начальник смены РИТС принимает все распоряжения руководства внесением сообщений в журнал и доводит их до мастера бригады, также ведет диспетчеризацию служб и техники предприятия, относящихся к месторождению, связывается с подрядными организациями (геофизиками, дорожными строителями) и заказчиком (НГДУ).

Отсутствие простоев в работе во многом зависит от отлаженности работы диспетчерской службы.

3.7 Культурно-бытовое и медицинское обслуживание

Процесс бурения скважины - непрерывный процесс, поэтому работы на буровой ведутся вахтовым методом и работающие проживают на месте определенное время. Для комфортабельного проживания бригады (вахта 15 дней) на буровой устанавливается передвижной вахтовый городок, состоящий из жилых вагончиков, пункта приема пищи, бани-сауны, сушилки.

Каждый жилой вагончик оборудован кондиционером, телевизором и радио, а так же комфортные спальные места. Кухня обеспечивает трехразовое питание. В сушилке можно просушить спецодежду и переодеться. В вагончике мастера находится аптечка и необходимые медикаменты для оказания первой медицинской помощи.

В экстренном случае на куст вызывается специальная бригада скорой помощи для транспортировки пострадавшего в больницу.



4. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

4.1 Безопасность в рабочей зоне

Анализ опасных и вредных факторов опасности

Вопросам охраны труда в Конституции Российской Федерации отводится особое место. В ней говорится, что Российское государство заботится об улучшении условий и охране труда, его научной организации, о сокращении, а в дальнейшем и полном вытеснении тяжелого физического труда на основе комплексной механизации и автоматизации производственных процессов во всех отраслях народного хозяйства.

При сооружении проектной скважины при неправильной организации труда, несоблюдении технологии проводки скважины возможны следующие опасности:

- Механические травмы;

- Поражение электрическим током;

- Взрывы;

- Пожары;

- Ожоги.

Также возможно появление следующих вредностей:

- Суровые климатические условия;

- Шум;

- Вибрация;

- Плохое освещение;

- Запыленность и загазованность.

Опасность механических травм при производстве буровых работ возникает при неисправности перил, лестниц, при производстве спуско-подъемных работ, при производстве работ на высоте, при падении с высоты различных предметов, от движущихся и вращающихся частей машин и механизмов, не оборудованных кожухами и ограждениями (ротор, буровые насосы, лебедка, ключи АКБ, ПКБ), при проведении погрузочно-разгрузочных работ, при монтаже и демонтаже буровой установки, при захламленности пола и т.д [19].

Опасность поражения электрическим током возникает при контакте с голыми токоведущими частями, которые находятся под напряжением или при контакте с металлическими частями, которые могут оказаться под напряжением, например, при нарушении изоляции. Кроме того, поражение электрическим током возможно при работе с установками без защитного заземления и при неиспользовании защитных средств при обслуживании электроустановок.

Опасность пожара возникает в следующих случаях: при неправильной эксплуатации электроустановок (короткое замыкание, перегрев проводки), неосторожном обращении с открытым огнем (при курении в неразрешенном месте, сварке), при неправильном хранении и использовании горюче-смазочных материалов, самовозгорании (химическая реакция, удар молнии).

Опасность получения ожогов возможна при небрежном обращении с химическими реагентами, открытым огнем и горючими материалами, а также от электрического тока.

Мероприятия по устранению опасных и вредных факторов

Безопасные условия труда на буровой обеспечиваются согласно следующим нормативным документам: «Трудовому кодексу» и «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» от 2003 года, по которым к буровым работам допускаются лица мужского пола, не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование и имеющие квалификацию для ведения данного вида работ.

Мероприятия по устранению механических травм

Данные мероприятия проводятся согласно следующим нормативным документам: отраслевые инструкции по безопасности труда при проводке скважин роторным и турбинным способом от 1979 года, при ведении СПО в бурении от 1979 года, при спуске в скважину обсадных труб от 1982 года.

Буровое оборудование должно обеспечивать требования безопасности устройства и эксплуатации механизмов по ГОСТ 12.2.003-91.

Необходимо проводить следующие мероприятия:

- проверка наличия на вращающихся и двигающихся частях механизмов кожухов и защитных ограждений;

- согласно ГОСТ 12.4.026 - 76 «Цвета сигнальные и знаки безопасности» вывешиваются инструкции и плакаты по технике безопасности, предупредительные надписи и знаки, а также используются сигнальные цвета;

- проверка состояния пусковых и тормозных устройств, ремней, тросов, цепей;

- согласно “Правилам устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов 1992 г.” буровая лебедка и консольно- поворотный кран подвергаются статическому и динамическому испытанию;

- наглядная проверка на механические повреждения;

- проведение инструктажей по технике безопасности;

- при работе на высоте рабочий должен быть обеспечен страховым поясом;

- при наличии грузоподъемного механизма использовать блокировки;

- лестницы на буровой должны быть с уклоном не более 600, с высотой перил 1 метр;

- использование средств индивидуальной защиты (каска, предохранительные пояса, резиновые перчатки, кирзовые сапоги, резиновые сапоги, рукавицы брезентовые, защитные очки и т.д.).

Мероприятия по устранению поражений электрическим током

Предупреждение электротравматизма на объектах достигается выполнением следующих мероприятий:

- проектирование, монтаж, наладка, испытание и эксплуатация электрооборудования буровых установок должны проводиться в соответствии с требованиями ''Правил устройства электроустановок'' (ПУЭ), ''Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации электроустановок'' 2001 г.

- обеспечение недоступности прикосновения к оголенным токоведущим частям, находящимся под напряжением;

- применение блокировочных устройств;

- применение защитного заземления буровой установки;

- применение изолирующих, защитных средств (диэлектрические перчатки, боты, инструмент с изолированными ручками) при обслуживании электроустановок;

- допускать к работе специально обученных лиц, имеющих группу по электробезопасности не ниже IV.

Расчет контура заземления

Защитное заземление - преднамеренное соединение с землей металлической конструкции не токоведущих частей, которые в случае аварии могут оказаться под напряжением.

Расчет производится согласно «Правил устройства электроустановок».

Защитное заземление показано на рис. 4.1.

Рис. 4.1 - Схема защитного заземления

Допустимое сопротивление контура заземления Ом.

Рассчитывается сопротивление одного электрода по формуле



, (4.1)

где - удельное электрическое сопротивление грунта, Омм; - длина электрода, м; - диаметр электрода, м; - расстояние от середины электрода до поверхности земли, м.

Ом.

Определяется необходимое число электродов, которое необходимо забить в грунт по формуле

n=(Rт зс)/ (Rд зЭТ), (4.2)

где - коэффициент экранировки труб (электородов), (0,2< зЭТ <0,9);

- коэффициент сезонности, учитывает неравномерность стекания тока .

Принимается 17 электродов.

Определяется сопротивление соединительной полосы по формуле

, (4.3)

где - длина соединительной полосы, м;

- ширина соединительной полосы, м;

, (4.4)

м

По формуле (4.3.)

Ом.

Находится общее заземление контура по формуле:

Ом, (4.5)

где - коэффициент экранировки полосы, .

Ом.

Расчётное сопротивление контура меньше допустимого сопротивления 4 Ом, что соответствует требованиям ПУЭ.

Мероприятия по предупреждению взрывов

Нормативные документы:

- взрывоопасные работы должны проводиться согласно требованиям «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности»;

- сосуды, работающие под давлением должны соответствовать требованиям «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» от 2003 г.;

- буровое оборудование должно изготовляться во взрывобезопасном исполнении по ГОСТ 12.2.041 - 79.

Для предупреждения взрыва на буровой установке всё оборудование и трубопроводы, которые находятся под давлением, должны опрессовываться в зависимости от рабочего давления. Должен осуществляться контроль за давлением (манометры, датчики) и применяться перепускные и защитные устройства. Устье скважины при бурении должно быть обвязано и герметезированно в соответствии с утвержденной схемой обвязки противовыбросового оборудования и оборудования устья, предусмотренной в проекте на строительство скважины. Должен осуществляться постоянный контроль (каждую вахту) за исправностью противовыбросового оборудования, заземляющих устройств буровой установки, вентиляционных систем, контроль наличия газа в буровом растворе. Во всех взрывоопасных зонах исключить использование открытого огня, ремонтные и аварийные работы в этих зонах проводить с использованием обмедненного инструмента.

Мероприятия по устранению вредных факторов

- Микроклимат. Должен соответствовать ГОСТ 12.1.005-88 «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны». Для защиты от неблагоприятных климатических условий нужно использовать коллективные средства защиты (система отопления, места для отдыха и обогрева, защитные щиты и т.д.) и средства индивидуальной защиты (спецодежда). Следует запрещать работу при неблагоприятных метеоусловиях. Осуществлять чередование труда и отдыха. В связи с вредными условиями труда должны выплачиваться компенсации (“Трудовой кодекс”, “Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности”).

- Освещение. Освещение рабочих мест должно отвечать требованиям, изложенным в СНиП 23-05-95 ''Естественное и искусственное освещение''.

Освещение должно быть постоянным во времени, без пульсации, иметь спектр, близкий к естественному. Нужно обеспечить равномерное распределение яркости освещения и отсутствие резких теней. Общее освещение должно составлять 10 %, а местное 90 % от всего освещения буровой. Оптимальное направление светового потока - под углом 60 градусов к рабочей поверхности. Нормы освещенности на буровой установке приведены в табл. 4.1.



Таблица 4.1 - Нормы освещенности

Рабочие места, подлежащие освещению	Места установки светильников	Норма освещенности, люкс
Роторный стол	На ногах вышки на высоте 4 м, под углом 45-500. Над лебедкой на высоте 4 м под углом 25-300	40
Щит контрольно-измерительных приборов.	Перед приборами	50
Полати верхового рабочего.	На ногах вышки, на высоте не менее 2,5 м. от пола полатей под углом не менее 500	25
Путь талевого блока	На лестничных площадках, по высоте вышки, под углом не менее 64-700	13
Кронблок	Над кронблоком	25
Приемный мост	На передних ногах вышки на высоте не менее 6 м	13
Редукторное помещение	На высоте не менее 6 м	30
Насосное помещение: - пусковые ящики - буровые насосы	На высоте не менее 3 м	50 25
Глиномешалки	На высоте не менее 3 м	26
Превентор	Под полом буровой	26
Площадка ГСМ и инструмента	На высоте не менее 3 м	10
Желобная система	На высоте не менее 3 м	10

На буровой используется рабочее и дежурное освещение, а также предусматривается и аварийное.

Шум. Применяются следующие мероприятия по устранению шума:

- применение коллективных средств защиты (планово-предупредительные ремонты, смазки, кожухи, установка экранов, кабин, звукоизоляции, звукопоглощения, глушителей);

- применение средств индивидуальной защиты (наушники, вкладыши, противошумный шлем);

- периодическое производство замеров уровня шума, который на буровой не должен превышать 85 дБ по шкале А, согласно ГОСТ 12.1.003-83.

Вибрация. Вибрация на рабочем месте регламентируется нормативным документом - ГОСТ 12.1.012-90 ССБТ ''Вибрация. Общие требования безопасности''.

Мероприятия по устранению вибрации:

- применение коллективных средств защиты: балансировка, установка амортизаторов, проведение планово-предупредительных ремонтов, увеличение массы основания вибрирующих устройств, крепление вибрационных систем;

- применение средств индивидуальной защиты (виброобувь, виброрукавицы, виброгасящие коврики).

Допустимые нормы по вибрации приведены в табл. 4.2.

Таблица 4.2 - Допустимые нормы по вибрации

Частота колебания, Гц	Амплитуда смещения, мм	Скорость перемещения, мм/с
2 4 8 16 31,5 63	1,28 0,28 0,056 0,028 0,014 0,0072	11,2 5 2 2 2 2

- Состояние воздушной среды. Количество вредных примесей в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно-допустимых концентраций. Микроклимат рабочих мест должен отвечать требованиям ГОСТ 12.1005-88 ССБТ ''Воздух рабочей зоны. Общие санитарно-гигиенические требования''. Для исключения нежелательных последствий от запыленности и загазованности используются: индивидуальные средства защиты (респираторы, противогазы) и коллективные средства защиты (вентиляция). Вентиляция должна соответствовать требованиям, изложенным в СНиП 2.04.05-91 ''Отопление, вентиляция, кондиционирование''. При приготовлении бурового раствора необходимо использовать респираторы, очки и рукавицы. Работа с вредными веществами должна выполняться в соответствии с ГОСТ 12.1.007-76 ССБТ ''Вредные вещества, классификация и общие требования безопасности''. Склад химреагентов необходимо располагать по розе ветров.

Пожарная безопасность

Пожарная безопасность согласуется со следующими нормативными документами: ГОСТ 12.1.044-84 "Пожаровзрывоопасность взрывчатых веществ и материалов", ГОСТ 12.1.044-76 "Пожарная безопасность, общие требования", ГОСТ 12.1.010-76 "Взрывобезопасность. Общие требования", СНиП 2-80 "Противопожарные нормы проектирования зданий и сооружений"; "Правила пожарной безопасности в Российской Федерации" 1993 г., "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" 2000 г.

Для предупреждения возникновения пожара необходимо:

- устанавливать молниезащиту;

- устье скважины обвязывать противовыбросовым оборудованием и осуществлять постоянный контроль за ним;

- выхлопные трубы дизелей и автомобилей оборудовать искрогасителями;

- организовывать места для курения за пределами буровой установки;

- осторожное обращение с открытым огнем (сварные работы, курение); - применять обмедненный инструмент;

- устанавливать коммутирующую аппаратуру;

- проверять сопротивление изоляции (один раз в год);

- соблюдать правила хранения и эксплуатации горючесмазочных материалов.

Буровая установка должна быть обеспечена средствами пожаротушения. Противопожарные щиты располагаются: в насосной - у входа на буровую, в котельной, в роторном сарае и на складе ГСМ. В двадцати метрах от культбудки должен быть оборудован инвентарный пожарный щит. Первичные средства пожаротушения представлены в табл. 4.3.

Таблица 4.3 - Первичные средства пожаротушения

Наименование	ГОСТ, ОСТ, ТУ и т.д. на изготовление	Количество, шт
Огнетушитель пенный Ящик с песком объемом 0.5 м3 Ящик с песком объемом 1 м3 Лопаты Ломы Топоры Багры Ведра пожарные	ГОСТ 16005-70 - - ГОСТ 3620-76 ГОСТ 16714-71 ГОСТ 16714-71 ГОСТ 16714-71 -	8 4 2 5 2 2 2 4

На месторождении, на случай возникновения пожара, должна находиться пожарная часть. Для предупреждения возгорания от удара молнии все буровые установки оснащаются молниезащитой, которая должна соответствовать РД 34.21.122-87 ''Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений''.

Расчет молниезащиты

Основным устройством, служащим для защиты буровых вышек и привышечных сооружений от прямых ударов молний является молниеотводы. Молниеотводы состоят из молниеприемников, тоководов и заземления. Молниеприемники устанавливаются на кронблочной раме вышки, тоководы ведут от молниеприемника к заземлению. В качестве тоководов будет служить буровая вышка.

Схема для расчета молниезащиты буровой установки представлена на рис. 4.2.

Расчет молниезащиты производим для зоны А.

Число ожидаемых ударов молнии на месте производства работ определяется по формуле

N=(S + 6 hx) ( L + 6 hx) n 10-6, (4.6)

где S - ширина основания буровой, м (S=18 м);

L - длина основания буровой, м (L =36 м);

n - число ожидаемых ударов молнии в 1 км2 (для Тюменской области n = 6);

hx -высота оборудования, м (hx = 4 м).

N=(18+ 6 4) ( 36 + 6 4) 6 10-6 =0,01512 шт.

Рис. 4.2 - Схема для расчета молниезащиты буровой установки: hx - высота оборудования; h - высота вышки с молниеотводом (h=42 м); h0 - высота вышки (h0=41 м); Rх - радиус зоны защиты на уровне высоты оборудования; R0 - радиус зоны защиты на земле

Радиусы зон защиты на уровне высоты оборудования и земли определяются по формулам

R0=(1,1 - 0,002 h) h (4.7)

Rх =(1,1 - 0,002 h) (h - hx /0,85 ) (4.8)

R0=(1,1 - 0,002 42) 42=42,7 м;

Rх =(1,1 - 0,002 h) (42 - 4 /0,85 )=37,9 м.



Радиус конуса защиты составляет 42,7 м на поверхности земли и 37,9 м на уровне высоты оборудования.

Промсанитария и гигиена. Территория вокруг буровой установки должна быть спланирована таким образом, чтобы полностью исключить распределение загрязненных стоков, образовавшихся в процессе бурения скважины.

Под туалеты и свалки должно быть отведено специальное место, на расстоянии 30 метров с подветренной стороны жилого поселка, для предотвращения попадания нечистот в источник водоснабжения.

Буровые бригады должны быть обеспечены аптечками с инструкциями по их применению. По мере расхода медикаментов из аптечки они должны пополняться.

Рабочие места, подходы к оборудованию, механизмам должны содержаться в чистоте и не загромождаться.

Все рабочие должны быть обучены методами первой медицинской помощи при несчастных случаях, отравлениях, обморожениях и простудных заболеваниях. Также должны быть ознакомлены с профилактикой различных заболеваний.

4.2 Чрезвычайные ситуации

Чрезвычайные ситуации подразделяются на следующие виды:

природные (наводнение, снег, ветер, низкие температуры);

техногенные (аварии, пожары);

военные.

Разработка мероприятий по гражданской обороне.

Гражданская оборона представляет собой систему общегосударственных оборонных мероприятий, направленных на защиту населения, создания необходимых условий для нормальной работы объектов народного хозяйяства в военное время, при стихийных бедствиях в районе работ, а в случае применения противником оружия массового поражения - на проведение спасательных и неотложных действий и аварийно-спасательных работ.

Защита населения от оружия массового поражения достигается рассредоточением и эвакуацией людей в сочетании с использованием индивидуальных и коллективных средств защиты.

Необходимо заранее определить виды укрытий и возможность обеспечения строительными материалами, а также предусмотреть плановое снабжение средствами защиты. Необходимо создание запасов продовольствия и питьевой воды и других предметов потребления.

Для обнаружения и измерений степени заражения радиоактивными веществами кожного покрова, продуктов питания, воды, оборудования и материалов, а также атмосферы на всех объектах должны быть дозиметрические контрольные посты. Для дезактивации в случае радиоактивного заражения необходимо иметь запас дезактивирующих веществ.

Общее руководство гражданской обороной осуществляется штабом гражданской обороны. Связь со штабом гражданской обороны осуществляется по радиостанции.

Все мероприятия по предупреждению, а также в случае возникновения чрезвычайных ситуаций должны быть заранее спланированы и согласованы с Министерством чрезвычайных ситуаций (МЧС) России, из числа работников предприятия созданы и обучены специализированные подразделения по гражданской обороне. Организация учебного процесса этих подразделений должна проводиться по типовым программам и сочетать теоретическое и практическое обучение. Население и рабочие должны быть проинформированы о способах подачи сигналов о нападении, их значениях и конкретных действиях каждого человека. Необходимо проведение периодических учебных тревог.