Потребное количество материалов

Минимальный объем буферной жидкости для обеспечения качества цементирования.

Объем буферной жидкости принимается из условия.

V_БУФ.MIN≤V_БУФ≤V_БУФ.КР.

Принимается объем буферной жидкости V=12м³.

Необходимое количество цементного раствора:

Количество сухой тампонажной смеси, необходимое для приготовления заданного объема цементного раствора:

 

Необходимое количество жидкости затворения цементного раствора:

Объем продавочной жидкости:

Гидравлический расчет

Для успешного выполнения цементирования должны выполняться следующие условия:

       (1),                  , (2)                   (3)

где Р₁, [Р₁] - соответственно расчетное и допустимое давления на цементировочной головке ГУЦ 89х320 ([Р₁] = 32 МПа);

Р₂, [Р₂] - соответственно расчетное и допустимое давления на насосах цементировочных агрегатов ЦА-320М ([Р₂] = 32 МПа);

Р₃, [Р₃] - соответственно расчетное давление на забое скважины и давление гидроразрыва пород ([Р₃] = 36 МПа).

Давление на цементировочной головке в конечный момент цементирования:

где r_ц=1500 – плотность тампонажного раствора, кг/м³;

r_р=1010 – плотность бурового раствора, кг/м³.

Гидравлические сопротивления в момент окончания продавливания продавочной жидкости в трубах.

где Q – подача насосов в конечный момент продавливания, м³/с.

Гидравлические сопротивления в момент окончания продавливания продавочной жидкости в затрубном пространстве.

Условие (1) соблюдается.

Давление на цементировочном агрегате , следовательно, условие (2) также соблюдается.

Давление на забое в конечный момент цементирования:

Условие (3) соблюдается.

Подача насосов при продавливании тампонажного раствора (для обеспечения скорости восходящего потока в кольцевом пространстве 1м/с) определится по формуле:

Исходя из значений Р₁ и Q согласно принимается диаметр втулок насоса ЦА320М равный 115 мм, при этом Р _II = 26 МПа – максимальное давление на второй скорости, q_II = 6 л/с – максимальная подача на второй скорости.

Подача при закачивании определяется из условия, что при затворении смеси плотностью 1490 кг/м³ производительность 2СМН-20 q _п = 17,3 л/с. Тогда число 2СМН-20, одновременно затворяющих тампонажный раствор определится по формуле.

Таким образом принимается 1 машина 2СМН-20.

Тогда подача насосов при закачивании тампонажного раствора.

Число цементировочных агрегатов определится из условия их подачи при продавливании.

 Принимается таким образом 2 агрегата ЦА-320М.

Продолжительность закачивания тампонажного раствора.

Продолжительность процесса продавливания.

Общее время цементирования:

Условие t_ц £0,75t_нач.сх  выполняется.

Общий расход материалов представлен в таблице 4.14.3.

Таблица 4.14.3 -  Расход материалов на цементирование обсадных колонн.

Наименование колонны	Номер секции	Расход материалов
		Продавочная жидкость, м3	Тампонажная смесь, т	Жидкость затворения, м3	Буферная жидкость, м3
Направление	1	3,29	3,29	1,81	-
Кондуктор	1	18	14,9	8,2	6
Эксплуатационная	1	44	22,96	19,3	12
Хвостовик	1	11,3	2,82	1,6	12
Всего		76,59	43,97	30,91	30

 

5 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

Одними из главных задач промывки являются очистка забоя скважины от выбуренной породы и охлаждение породоразрушающего инструмента в процессе бурения. Техническая вода, используемая как очистной агент, не удовлетворяет этим требованиям, так как является бесструктурным раствором, поэтому плохо выносит выбуренную породу на поверхность.

В практике бурения разведочных скважин применяются различные виды очистных агентов, среди которых: глинистые, безглинистые, а также растворов с добавлением органических и неорганических реагентов, для регулирования свойств промывочной жидкости.

Буровые растворы на углеводородной основе вследствие их высокой эффективности и уникальных свойств находят широкое применение в буровой практике, в том числе и на Куюмбинской нефтегазоносной площади.

Рекомендуется применять буровой раствор на углеводородной основе в таких случаях:

1. В сложных геологических условиях (неустойчивые отложения, высокие забойные температуры и т.д.), когда применение растворов на водной основе не обеспечивает безаварийной проводки скважины.

2. Для повышения качества вскрытия продуктивных пластов за счет сохранения естественной проницаемости коллектора.

При прохождении производственной практики в ООО «Байкитская НГРЭ» на буровой скважине № 215 Куюмбинской нефтегазоносной площади, я столкнулся с использованием в качестве промывочной жидкости эмульсионного раствора на углеводородной основе (ЭРУО). Данный раствор применяется на Куюмбинской и Терско-Камовском нефтегазоносных месторождениях Красноярского края.

 

5.1 Буровой раствор на углеводородной основе (ЭРУО)

Характеристика ЭРУО

За время прохождения производственной практики в качестве промывочной жидкости использовался буровой раствор на углеводородной основе (ЭРУО). Ниже перечислены его основные компоненты, недостатки и преимущества.   

Эмульсионный раствор на углеводородной основе – это эмульсионная система, дисперсной средой которого является дизельное топливо (нефть), а дисперсной фазой – эмульгированная минерализованная вода, органофильный бентонит, утяжелители или облегчители.

ЭРУО – это буровой раствор специального назначения, предназначен для бурения скважин в сложных геологических условиях, характеризующихся наличием неустойчивых, поврежденных гидратацией горных пород, солевых отложений, высоких забойных температур , зон аномально низких пластовых давлений, продуктивных пластов с низкими коллекторскими свойствами. Для данного раствора характерны низкие эксплуатационные расходы материалов и реагентов на обработку.

Применение ЭРУО обеспечивает сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов, позволяет бурить и вводить в рентабельную эксплуатацию наклонно-направленные и горизонтальные скважины с большим смещением забоя от вертикали.

5.2 Компоненты раствора

1 Дизельное топливо «летнее» или «зимнее» - дисперсионная среда раствора.

2 Нефть выветренная, обезвоженная - дисперсионная среда раствора.

3 Эмульгатор (ТУ 6-14-1035-79)- вязкая жидкость.

4 Органофильный бентонит (ТУ95-2752-2000)-структурообразователь и стабилизатор эмульсии.

5 Гидрофобизатор твердой фазы «Эназол» (ТУ 38.50772-88)- вязкая жидкость.

6 Кальций хлористый технический (ГОСТ450-77) или натрий хлористый технический – минерализатор водной фазы.

7 Вода техническая.

8 Мел молотый (ТУ 39-0148052-88) – утяжелитель.

5.3 Состав и свойства ЭРУО

Содержание водной фазы в растворе зависит от его плотности и может изменяться в пределах 40-60 % (об.). Уровень минерализации водной фазы обеспечивается хлоридами кальция или натрия. При отсутствии повышенных требований к снижению активности водной фазы для приготовления раствора может использоваться вода с природной минерализацией (пластовая, минерализованная озёрная, морская). Применение для этих целей пресной соды не рекомендуется.

Примерный рецептурный состав 1 м³ не утяжелённого ЭРУО.

Дизельное топливо (нефть) – 400 – 600 л.

Органофильный бентонит – 10 – 15 кг.

Эмульгатор – 20 – 25 л.

Водный раствор хлоридов натрия или кальция – 350 – 370 л.

Применение обезвоженной нефти в составе дисперсионной среды допускается при бурении ограниченных интервалов.

С целью повышения температуры вспышки нефти её рекомендуется предварительно выветривать или прогревать для удаления растворённого газа и лёгких фракций.

Указанный состав раствора должен уточняться лабораторной проверкой на конкретных материалах, предназначенных для приготовления раствора.

При необходимости утяжеления раствора в него дополнительно вводятся дизельное топливо в количестве 7 % и гидрофобизатора до 0,75 к весу мела. Технология утяжеления ЭРУО позволяет получать фиксированные объёмы раствора требуемой плотности с заданными показателями технологических свойств.

Пределы возможного изменения показателей свойств растворов и методы их контроля приведены в таблице 5.1:

Таблица 5.1 – Изменение показателей свойств раствора

№ п/п	Показатели свойств.	Пределы измерений.	Приборы.
1	Плотность г/см3 не утяжеленный	0,95-1,30	ВРП-1
2	Вязкость условная при истечении 100 см3 из 200 см3 при 46оС, сек.	15-35	ВБР-1
3	Вязкость пластическая при 46оС, м Пас.	20-50	ВСН-3
4	Динамическое напряжение сдвига при 46оС, дПа	30-50	ФАН-35
5	Статическое напряжение сдвига, дПа Через 1 мин. Через 10 мин.	12-21 20-40	ВСН-3
6	Электростабильность, В не ниже.	300	ИГЭР-1
7	Показатель фильтрации 20оС, см/30 мин.	0,5-3,5	ВМ-6
8	Соотношение фаз (У/В).	60/40-40/60	ТФН, реторта
9	Коэффициент трения по АНИ	0,035-0,075	EP/Lubricity Tester

 

5.4 Приготовление ЭРУО

Для приготовления раствора в промысловых условиях используют ёмкости буровых циркуляционных систем, оборудованные гидравлическимим и механическими перемешивателями, гидравлический диспергатор ДГ-2, ФСМ, глиномешалку. В соответствие с вместимостью ёмкости, выбранной для приготовления одной порции раствора. В расчётное количество дизельного топлива вводят и диспергируют органобентонит. Затем в полученную соляро-бентонитовую суспензию при интенсивном перемешивании последовательно вводят эмульгатор и водный компонент, который приготавливают заранее в глиномешалке, растворяя в воде минерализатор. Полученную эмульсию для более глубокого эмульгирования водной фазы прокачивают через струйный диспергатор.

Порядок ввода компонентов, время и режим перемешивания указаны в таблице 5.2:

Таблица 5.2 –Порядок ввода компонентов, время и режим перемешивания

№ п/п	Опреация.	Время перемешивания гидромониторами, мин.	Прокачка через диспергатор, цикл.	Перепад давления, Мпа.
1	Дизельное топливо + органобентонит	30-60	2	3,0-5,0
2	(1) + эмульгатор	30	-	-
3	(2) + водная фаза	60	2	4,0-6,0
4	Утяжеление: (3) + дизельное топливо + гидрофобизатор + мел	60-120	-	-

 Готовность приготавливаемого раствора оценивают по стабильности во времени получаемых технологических показателей (вязкости, электростабильности, СНС и их соответствию заданным значениям).

 

5.5 Регулирование свойств раствора

Необходимость изменения свойств раствора ЭРУО может возникнуть при ухудшении под воздействием различных факторов (плохая очистка от выбуренной породы, поступление в раствор пластового флюида, снижение концентрации ПАВ и др.), либо может быть обусловлена программой бурения.

При отклонении показателей свойств раствора при бурении от заданных значений до принятия решения о способе обработки раствора следует выяснить причины их изменения. Необходимо проанализировать предшествующие обработки, установить наличие и характер скважинных проявлений, загрязнённость раствора, определить фазовый состав.

 Снижение показателя электростабильности указывает на уменьшение стабильности эмульсии, гидрофобной защиты твёрдой фазы, а также обогощение раствора гидрофильной выбуренной породой. В этом случае необходимо ввести дополнительно эмульгатор и гидрофобизатор. Не рекомендуется продолжать работы без обработки раствора при снижении показателя электростабильности менее 200 В (по Фан).

Регулирование технологических свойств раствора ЭРУО осуществляется следующим образом:

Плотность. Небольшое снижение плотности (менее 0,05 г/см3) достигается разбавлением раствора дизельным топливом или нефтью. Для более значительного снижения плотности (например, при переходе к бурению, вскрытию продуктивного горизонта) раствор следует разбавлять комбинацией дизельного топлива и облегчённой эмульсии. Повышают плотность дополнительным вводом в раствор соленасыщенной водной фазы или мела. И в этом и в другом случае утяжеление производят «пульпой» с контролируемыми параметрами, приготовленной на основе ограниченного объёма рабочего раствора.

Вязкость и СНС. Повышают вязкость и СНС вводом в раствор эмульсии с повышенным содержанием водной фазы и органофильного бентонита (не рекомендуется для этих целей вводить органофильный бентонит непосредственно в циркуляционную систему). Снижение вязкости и СНС, если их рост обусловлен переобогощением раствора стабилизированной твёрдой фазой и эмульгированной водой производят разбавлением раствора дизельным топливом. Если рост вязкости и СНС вызван недостаточной стабилизацией твёрдой фазы (признаки флокуляции), производят обработку раствора гидрофобизатором. При этом разовые добавки гидрофобизатора не должны превышать – 0,25%. В случае, если высокие значения вязкости и СНС обусловлены достаточной стабилизацией эмульгированной водной фазы обработку раствора ведут эмульгатором. Очень эффективны комбинированные обработки: дизельное топливо-эмульгатор-гидрофобизатор.

Показатель фильтрации. Показатель фильтрации в диапазоне 0,5-2,5 см3 обеспечивается при соблюдении рецептурного состава и показателей свойств раствора по электростабильности, вязкости и СНС. Содержание свободной не эмульгированной воды в фильтрате не допускается.

Вид выбранного реагента и количество добавки при обработках раствора следует уточнять по результатам лабораторной проверки на пробах раствора, отобранных из скважины.

Необходимо избегать избыточного ввода в раствор реагентов.

Помимо неоправданного расхода, это способствует переходу в раствор выбуренной породы, а также может привести к потере раствором агрегативной и седиментационной устойчивости.

 

 

5.6 Особенности применения ЭРУО

 

Замена бурового раствора на водной основе в скважине на ЭРУО должна предшествовать тщательная подготовка ствола, заключающаяся в разрушении застойных зон, удалении адгезионной корки раствора со стенок обсадных колонн и снижение в допустимых пределах вязкости и СНС вытесняемого раствора.

Замена раствора в скважине должна производиться непрерывной закачкой с обязательным использованием буферной жидкости. Состав буферной жидкости подбирается с учётом свойств вытесняемого раствора и закачиваемого. Буферная жидкость не должна вызывать ухудшение реологических свойств раствора. В качестве буферной жидкости может быть использован 0,5% раствор эмульгатора в дизельном топливе. С наибольшей гарантией успеха замена раствора осуществляется путём замены глинистого раствора на воду с последующим переходом на ЭРУО.

Очистку раствора от выбуренной породы следует производить вибрационными ситами с мелкоячеистыми сетками (0,16-0,24 мм.) и центрифугой ОГШ – 500. Циркуляционная система буровой установки должна иметь в рабочем состоянии не менее двух вибросит, установленных параллельно.

Необходимым условием очистки ЭРУО являются низкие значения реологических показателей раствора и гидрофобизация выбуренной породы (особенного солевого шлама) с тем, чтобы не допустить флокуляции её тонкодисперсной части и замазывания сеток вибросит. Поэтому раствор должен содержать достаточное количество гидрофобизатора и эмульгатора.

Выбуренную породу с вибросит следует собирать в специальные шламовые ёмкости, контейнеры, для последующей транспортировки в места захоронения.

Ввод реагентов и материалов в раствор при его обработке во время бурения должен сопровождаться интенсивным перемешиванием раствора в приёмных ёмкостях для равномерного распределения реагентов в объёме раствора.

В некоторых случаях при значительных отклонениях показателей свойств раствора от заданных, особенно при явно выраженной флокуляции твёрдой фазы раствора, его обработку следует производить порционно: обрабатывают раствор в приёмной ёмкости до получения требуемых свойств, затем закачивают в скважину, вытесняя следующую порцию для обработки.

ЭРУО – раствор многоразового использования и после окончания бурения скважины его следует сохранять для повторного применения на других скважинах. При применении ЭРУО на одиночных скважинах необходимо предусмотреть меры по его последующей утилизации и захоронению. ЭРУО может использоваться в качестве смазочной добавки к водным буровым растворам в качестве пакерных жидкостей. Местом захоронения раствора могут служить скважины, подлежащие ликвидации.

 

5.7 Преимущества раствора

1. За счёт смазывающих добавок (нефть, эмульгатор) – раствор является противоприхватным, инструмент можно оставлять в скважине без движения на несколько суток.

2. Большой диапазон регулирования удельного веса и вязкости.

3. При бурении на низком интервале увеличивается скорость за счёт снижения Р раствора на пласт.

4. Использование местного сырья (нефть, конденсат, вода) сокращает стоимость раствора и затраты на транспортировку химических реагентов на буровые.

5. Лёгкость и быстрота приготовления.

6. Качественное вскрытие продуктивных пластов.

7. Увеличение моторесурса долот за счёт смазывающих свойств раствора.

8. Борьба с осложнениями (поглощения) за счёт низкого удельного веса и большой вязкости.

9. 4-х ступенчатая очистка раствора ЭРУО (вибросито, гидроциклон (пескоотделитель), илоотделитель и центрифуга) позволяет поддерживать любые параметры раствора.

10. Повторное использование (по окончании бурения и испытания очищенный раствор переводится автотранспортом на другие буровые, где дорабатывается до необходимых параметров и используется для бурения).

11. Структурно-механические свойства раствора регулируются введением углеводородной или водной фазы.

12. При бурении соседней скважины в глинистых отложениях наблюдались интенсивные обвалы стенок и участились проработки. Бурение приходилось прекращать. Анализ возникшего осложнения показал, что разрушение стенок скважины произошло за счет увлажнения породы. Применение раствора на нефтяной основе исключило поверхностную гидратацию, но насыщение аргиллитов водой произошло в результате осмотической гидратации. Можно предположить, что ЭРОУ на контакте с глинистой породой ведет себя, как полупроницаемая перегородка, допускающая перемещение воды, но препятствующая движению ионов. Если концентрация ионов в буровом растворе ниже, чем в связанной воде глинистых пород, возникают силы осмотической гидратации, которые и приводят к неустойчивости стенок скважины.

Поэтому при бурении скважины в глинистых отложениях, используя в качестве промывочной жидкости эмульсионный раствор на углеводородной основе, следует засолонять водную фазу раствора примерно до концентрации соленасыщенной реликтовой воды пласта.

Экология

Развитие нефтегазовой промышленности сопровождается увеличением антропогенных нагрузок на окружающую среду. Особенно сильное отрицательное действие на объекты природной среды оказывают прежде всего образующиеся в процессе строительства нефтяных и газовых скважин отходы бурения, представленные буровыми сточными водами, отработанными буровыми растворами, выбуренной породой или буровыми шламами.

В настоящее время технология строительства скважин практически повсеместно предусматривает сбор и хранение отходов бурения в шламовых амбарах. Однако, несмотря на использование таких мер, как обваловка шламовых амбаров, гидроизоляция их дна и стенок, не обеспечивается надёжная защита окружающей среды от загрязнения компонентами буровых отходов.

 

5.8Предложения по устранению отрицательного воздействия ЭРУО на экологию окружающей среды

Повторное и многократное использование ЭРУО после очистки и перевозки на вновь забуренные скважины.

Сбор и откачка ЭРУО при СПО.

Расслоение раствора ЭРУО путём ввода сернокислого алюминия в углеводородную и водную фазы. 

Сжигание на факельном котловане или в котельной.

 

 

6 БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНИДЕЯТЕЛЬНОСТИ

6.1 Введение

На буровой главными объектами являются:

ü буровая вышка – для поддержании на весу колонны бурильных и обсадных труб, спуска их на заданную глубину, размещения свечей бурильных труб и части оборудования, необходимого для осуществления процесса бурения и спускоподъемных операций;

ü буровая площадка – место работы бурильщика и помощников бурильщика;

ü силовая установка – для привода ротора, буровой лебедки и др. механизмов;

ü насосы и циркуляционная система – для непрерывной циркуляции бурового раствора. В зоне расположения циркуляционной системы устанавливаются емкости и различные механизмы предназначенные для приготовления, очистки и химической обработки бурового раствора.

Раздел «безопасность жизнедеятельности» составлен с учетом правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности разработанных в соответствии с Федеральным законом от 21.07.1997 г. №116ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

 

6.2 Анализ условий труда на проектируемых работах

 6.2.1 Неблагоприятные природные факторы условий труда

К основным неблагоприятным природным факторам относятся:

ü климатические;

ü биологические: обилие насекомых (мошка, комары), дикие звери (медведи, волки, лоси);

ü географические: заболоченность, большое количество озер.

 

Основные опасные и вредные производственные факторы

Основные опасные и вредные производственные факторы приведены в таблице 6.2.2.1

Таблица 6.2.2.1 - Основные опасные и вредные производственные факторы

Опасные и вредные производственные факторы	Источники, места и причины возникновения опасных и вредных факторов	Основные средства защиты от вредных и опасных факторов
Движущиеся и вращающиеся части оборудования	Насосный блок – валы и ремни привода; дизельный блок - валы и ремни привода; стол ротора – вал и барабан лебедки, цепи и валы привода ротора, ротор.	Ограждения, соблюдения правил безопасности
Повышенный уровень шума	Работа оборудования и элементов трансмиссии	Наушники
Недостаточное освещение рабочих мест		Переносные фонари
Вибрация	Работа оборудования и элементов трансмиссии, вибрация бурильной колонны в процессе бурения.	Рукавицы, перчатки, полуперчатки, наладонники, специальная обувь, стельки. наколенники, нагрудники. пояса, специальные костюмы
Воздействие выхлопных газов	Работа дизелей	Респираторы, противогазы

6.3 Основные мероприятия по обеспечению безопасных, здоровых условий труда при ведении проектируемых работ

6.3.1 Организация работ по охране труда

Буровая установка БУ 2500 ДГУ оснащается техническими средствами (приспособлениями и устройствами), позволяющими устранить опасные и трудоёмкие производственные факторы. Необходимо обеспечить рабочий и инженерно – технический персонал необходимой нормативно – технической документацией по безопасности труда. Для обеспечения безопасности работающих на случай пожара буровая обеспечивается первичными средствами пожаротушения и нормативно – технической документацией по пожарной безопасности.

Руководители работ отвечают за обучение рабочих, в том числе:

ü предварительное обучение рабочих при приеме на работу;

ü профессиональное обучение и знание ТБ;

ü инструктивное обучение-проведение работнику инструктажа (вводного на рабочем месте, периодического, внепланового);

ü специальное обучение - предопределяет получение особых знаний (проведение работы на высоте, электроустановках, сосудах, работающих под давлением, умение преодолевать водные преграды, работать в охранной зоне воздушных, наземных, подземных коммуникаций).

Контроль знаний проводится либо в устной, либо в письменной форме с выставлением оценки.

Руководители работ отвечают за:

ü техническое состояние используемого на объекте оборудования, аппаратуры, инструмента;

ü ведение и хранение технической документации;

ü своевременную поставку, хранение и поддержание в работоспособности средств индивидуальной защиты;

ü комплектность и рабочее состояние противопожарных средств;

ü своевременное расследование несчастных случаев, аварий и ДТП;

ü использование на объекте транспортных средств, складов ГСМ и других средств, необходимых для выполнения работ;

ü соблюдение на производстве трудовой дисциплины.

Основными документами по охране труда на буровой являются:

ü технические документы на все оборудование и приборы;

ü схема участка работ с указанием расположения объектов работ;

ü журнал инструктажа на рабочем месте;

ü схема электроснабжения участка или объекта работ;

ü инструкции по ПТБ, пожарной безопасности, медицинскому инструктажу;

ü текущая документация по испытанию различного оборудования, аппаратуры, инструмента, оборудования (заземлители, проводники и т.п.).

ü Специальные документы, используемые при бурении скважины:

ü геолого-технический наряд;

ü акт приемки буровой в эксплуатацию;

ü буровой журнал.

ü Для создания безопасных условий труда при строительстве скважин необходимо соблюдать требования и мероприятия, соответствующие:

ü нормативам оснащения объектов нефтяной и газовой промышленности механизмами и приборами, повышающими безопасность и технический уровень их эксплуатации;

ü единым нормам техники безопасности на разработку основных видов нефтегазодобывающего оборудования;

ü правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

6.3.2 Лечебно-профилактическое и санитарно-бытовое

обслуживание рабочих

 Все рабочие перед выходом на работу проходят медицинский осмотр, инструктаж по санитарии и гигиене. Буровая обеспечивается медицинскими аптечками из расчета 5-7 человек на одну аптечку.

Для обеспечения безопасных условий труда при строительстве и выполнении основных требований, рабочий персонал обеспечивается средствами защиты работающих: санитарно-бытовыми помещениями, средствами индивидуальной защиты, средствами контроля воздушной среды и необходимым уровнем освещенности.

В соответствии со СНиП-IV-2-01 “Вспомогательные здания и помещения промышленных предприятий” и РД 39-22-719-01 “Нормативы санитарно-бытового оснащения бригад, занятых бурением и ремонтом скважин” при вахтовом методе организации труда буровая оснащается: 

ü Санитарно–бытовыми помещениями, которые необходимо ежедневно убирать и проветривать;

ü Гардеробные, душевые и другие санитарно – бытовые помещения, которые должны периодически дезинфицироваться;

ü Помещения для обогрева и отдыха рабочих, которые необходимо сооружать на расстоянии, превышающем высоту вышки не менее чем на 10 м;

ü Помещением с бачком с питьевой водой (предварительно подвергшейся анализу), аптечкой с полным набором медикаментов первой помощи, носилками и мебелью;

ü Эмалированными и алюминиевыми бачками для питьевой воды, снабженными кранами. Крышки бачков должны запираться на замок и закрываться брезентовым чехлом. Температура питьевой воды должна быть в пределах +8…+20 ⁰C;

ü Туалетами, которые соответствуют санитарным нормам;

ü Выгребными ямами с устройствами, не допускающими загрязнения почвы.

Список санитарно-бытовых помещений приведен в таблице 6.3.2.1

Таблица 6.3.2.1 – Санитарно-бытовые помещения

Наименование	Количество
1	2
Вагон-домик с кабинетом мастера и комнатой отдыха, оборудованной устройствами для обогревания и охлаждения, умывальником, баком для питьевой воды	1
Вагон-домик с гардеробной, сушилкой для спецодежды и обуви, душевой кабинкой	1
Вагон-домики или брусовые дома – общежития для буровой бригады	5
Банно-прачечный комплекс	1
Столовая из бруса	1
Наружная уборная, выполненная в виде деревянной будки с выгребной ямой с двумя санитарными приборами	1

 

 

Для предупреждения инфекционных заболеваний питьевая вода соответсвует ГОСТ-2874-01, что обеспечивается централизованным водоснабжением. Применение воды разрешается только после кипячения. Суточный расход воды на питьевые нужды одного человека составляет 2-2,5 л. На время полевых работ устанавливается трехкратное питание с промежутками между приемами пищи не более 5-6 часов. Обеспечение продуктами питания предусматривается со складов базы экспедиции.

 

 

6.4 Обеспечение работающих средствами индивидуальной защиты

Применение средств индивидуальной защиты предусмотрено в обязательном порядке отраслевыми правилами техники безопасности. Выдача спецодежды, спецобуви и других средств защиты регламентированы ”Отраслевыми нормами выдачи индивидуальных средств защиты”, а также постановлением Миннефтепрома № 8С-1707 “О нормах выдачи рабочим и служащим теплой спецодежды и спецобуви по климатическим поясам”.

Учитывая наличие паров органических веществ в воздухе рабочей зоны: углеводородов, эфиров, альдегидов в соответствии с каталогом “промышленные противогазы и респираторы” члены буровой бригады и бригады опробования скважины для защиты органов дыхания обеспечиваются противогазами марки А (время защитного действия – 120 мин при максимальном содержании вредных веществ в воздухе в диапазоне 24000-26000 мг/м³).

Перечень средств защиты представлен в таблице 6.4.1

Таблица 6.4.1 – Средства индивидуальной защиты, спецодежда

Профессия	Средства защиты	Срок носки, мес	Количество
			на одного работающего	на весь состав подразделения
1	2	3	4	5
п/бур	Костюм х/б	12	1	56
п/бур	Костюм брезентовый	12	1	48
п/бур	Сапоги кирзовые	12	1	48
п/бур	Рукавицы брезентовые	0,5	1	48
п/бур	Портянки суконные	3	1	48
п/бур	Куртка х/б на утеплённой подкладке	12	1	60
п/бур	Брюки х/б на утепленной подкладке	12	1	60
п/бур	Валенки	12	1	60
п/бур	Полушубок	12	1	50
п/бур	Шапка – ушанка	12	1	50
п/бур	Меховые рукавицы	0,5	1	50
п/бур	Электрообогрев к-кт «Пингвин»	24	1	54
п/бур	Галоши	12	1	48
п/бур	Каска	24	1	50
п/бур	Шлем с подшлемником	24	1	50
Сварщик	Костюм брезентовый с огнеупорной пропиткой	24	1	6
Мастер	Костюм х/б с водоотталкивающей пропиткой	12	1	2
п/бур	Рукавицы комбинированные	0,5	1	12
Бурильщик	Плащ непромокаемый	24	1	1
п/бур	Ботинки кожаные	12	1	2
п/бур	Сапоги резиновые	24	1	10
п/бур	Предохранительный пояс верхового рабочего	24	1	4
п/бур	Противогаз с коробкой марки А	12	1	8

 

 

6.5 Нормализация санитарно-гигиенических условий труда

6.5.1 Загазованность и запыленность воздуха рабочей зоны

Таблица 6.5.1.1 - Предельные концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны.

Наименование веществ	Формула	ПДК
		% по объему	мг/м3
Азота окислы (в пересчете на NO2)	NO+NO2	0,00025	5
Акролеин	CH2-CH-C-OH	-	0,7
Альдегид масляный	-	-	5
Углерода окись	CO	0,0016	20
Масла минеральные (нефтяные)	-	-	5
Сероводород	H2S	0,00066	10
Углеводороды в пересчете на С	-	-	300
Формальдегид	CH2O	-	300
Ангидрид сернистый	SO2	0,00035	10

Концентрация вредных веществ на основных рабочих местах не превышает ПДК.

Для определения метана в воздухе, применяют переносные электрические газоанализаторы МБ-2, ВЗГ конструкции ВНИИТБ, ПГФ-20КБ Министерства химической промышленности и ГБ-3 Ленинградского института охраны труда ВЦСПС.

Для определения содержания сероводорода в воздухе используется индикатор ВНИИТБ.

При повышенной концентрации углеводородов у работающих возможно раздражение слизистых оболочек и кожи, головная боль. При повышенной концентрации эфиров: раздражение слизистой оболочки верхних дыхательных путей и глаз, поражение печени и почек. При повышенной концентрации альдегидов: сильно раздражает кожу, слизистую оболочку глаз.

 

6.5.2 Освещение производственных помещений

Для создания необходимого и достаточного уровня освещенности на рабочих местах с целью обеспечения безопасных условий труда необходимо руководствоваться “Отраслевыми нормами проектирования искусственного освещения предприятий нефтяной и газовой промышленности” ВСХ 34-01, а также соблюдать требования СНиП 23.05-95 ,“Инстру