|
Причина
отказов
|
2008
|
2009
|
2010
|
2011
|
2012
|
|
Кабель
стр. длина
|
10,5
|
19,8(42)
|
12,3(11)
|
1,13(1)
|
2,17(2)
|
|
Кабель
- сростка
|
2,7
|
19,8(42)
|
10,1(9)
|
2,24(2)
|
1,09(1)
|
|
Кабель
- муфта
|
2
|
5,6(12)
|
2,2(2)
|
4,5(4)
|
1,09(1)
|
|
Рассл.
изол. кабеля
|
--------
|
1,8(4)
|
0(0)
|
0
|
0
|
|
ВСЕГО
по кабелю:
|
15,2
|
45,2(100)
|
24,6(22)
|
7,87(7)
|
4,35(4)
|
|
Отказ
ПЭД
|
8,7
|
8,9(19)
|
8,9(8)
|
23,59(21)
|
8,7(8)
|
|
Отказ
гидрозащ.
|
8,7
|
4,7(10)
|
16,8(15)
|
22,48(20)
|
7,61(7)
|
|
Отказ
ПЭД + ГЗ
|
17,4
|
13,6(29)
|
25,7(23)
|
46,07(41)
|
16,31(12)
|
|
Мех.
повр. кабеля
|
14
|
15,1(32)
|
20,2(18)
|
16,86(15)
|
29,35(27)
|
|
Мех.
примеси
|
21
|
1,8(4)
|
4,5(4)
|
3,37(3)
|
5,43(5)
|
|
Отлож.
солей
|
|
2,3(5)
|
1,1(1)
|
2,24(2)
|
4,35(4)
|
|
Негермитичность
НКТ
|
|
1,8(4)
|
2,2(2)
|
6,74(6)
|
6,62(6)
|
Примечание: *- количество отказов (процент от
общего количества отказов)
В вышеизложенном анализе основных причин
преждевременных отказов УЭЦН есть положительные сдвиги, как в работе ЦБПО ЭПУ,
так и в работе НГДУ «ТН». Основные причины отказов УЭЦН за 1999 год.
Таблица 4.5 - Основные причины отказов установок
ЭЦН за 2009 год
|
Причина
отказов
|
|
|
Кабель
- стр. длина
|
3,85(9)
|
|
Кабель
- сростка
|
1,28(3)
|
|
Кабель
- муфта
|
2,14(5)
|
|
Рассл.
изол. каб.
|
9,40(22)
|
|
ВСЕГО
по кабелю
|
10,26(24)
|
|
Отказ
ПЭД
|
16,67(39)
|
|
Отказ
гидроз.
|
26,92(63)
|
|
Отказ
ПЭД+ГЗ
|
17,95(42)
|
|
Мех.
повр. каб.
|
3,85(9)
|
|
Отлож.
солей
|
3,42(8)
|
|
Негермет.
НКТ
|
6,41(15)
|
Примечание: *- количество отказов (процент от
общего количества отказов)
4.4 Типовая конструкция скважины
На Талинском месторождении все скважины
наклонно-направленные, кустового бурения. Этот метод принят как экономически
выгодный в данном регионе. Минимально количество 2 скважины, максимальное 32
скважины
Эксплуатационная колонна спускается до забоя и
цементируется. Затем нефтяной пласт вскрывают. Для этого при помощи перфоратора
простреливают отверстия в колонне и окружающем ее цементном кольце. При таком
способе вскрытия, пласт сообщается со скважиной только через отверстия
прострелянные в колонне и цементном кольце.
Процесс бурения скважины
Бурение скважины под кондуктор велось турбинным
способом, долотами диаметром 295,3 мм, на буровом растворе со следующими
параметрами:
удельный вес 1,17,
вязкость 24 сек.,
водоотдача 5 см
/30 мин.,
Кондуктор диаметром 245 мм спустили
на глубину 650 м., зацементировали до устья и опрессовали давлением 70 атм.
Бурение, под эксплуатационную
колону, велось долотами диаметром 215,9 мм турбинным способом на буровом
растворе:
удельный вес 1,18,
вязкость 26 сек.,
водоотдача 6 см
/30 мин.
При достижения забоя 2934 м, был
выполнен комплекс ГИС.
Эксплуатационная колонна диаметром
146 мм была спущена на глубину 2934 м и зацементирована до глубины 50 м.
Опрессовали водой давлением 176 атм. По окончанию бурения устье скважины
оборудовали колонной головкой и ФА.
Геофизические исследования
проведенные в открытом стволе:
. Ст.каротаж 1:200 2464 - 2924 м.
. БКЗ 1:200 2464 - 2924 м.
. Кавернометрия
БК 1:200 2464 - 2924
ИК 1:200 2464 - 2924
МБК 1:200
Резистивиметрия 1:200 2464 - 2924
Инклинометрия 8 замеров
Геофизические исследования
проведенные в колоне:
АКЦ кондуктора 1:500 650 - 0
РК (ГК, НГК) 1:500 40 - 2456
/- 1:200 2456 - 2900
. АКЦ 1:500 40 - 2456
/- 1:200 2456 - 2900
Процесс освоения
Эксплуатационную колону D=146 мм
прошаблонировали, шаблоном D 118 мм, длинной 16 м, до глубины 1700 м. НКТ с
«пером» спущено на глубину 1800 м. Скважину промыли технической водой в течение
2-х циклов. В зону перфорации закачали 
.Эксплуатационную колону опрессовали
водой-давлением 176 атм.,а приустьевую часть воздухом-давлением 110 атм. НКТ
подняли.
Эксплуатационная колона
проперфорирована, в интервале 2841 - 2853, перфораторами ПКС - 80 плотностью 14
на погонный метр. Всего отстреляно 168 зарядов.
НКТ с воронкой спустили на глубину
2924 м. Скважину промыли технической водой в течении двух циклов, НКТ
приподняли до глубины 2830 м. На устье установили верхнюю часть ФА и
опрессовали водой-давлением 176атм.
Скважину освоили путем замены воды
на нефть, с последующим снижением уровня нефти до глубины 1000 м.
4.5 Осложнения при эксплуатации
скважин
На Талинском месторождении проведены
исследования химического состава воды и определение ее рН по 414 скважинам. На
основании полученных данных сделан машинный расчет показателя стабильности. В
результате проведенной работы установлено, что 30 % обследованного фонда
скважин имеют попутно добываемую воду с показателем стабильности более 0,5,
т.е. являются солеобразующими. Методика выполнения необходимых работ по
определению солеобразующих объектов и программа расчета показателя стабильности
вод изложены в РД 39-0148070-026 ВНИИ-86 «Технология оптимального применения
ингибиторов солеотложения». Технологический процесс предусматривает определение
концентрации ингибитора солеотложения полностью предотвращающей образование
осадка в каждой конкретной скважине.
Следует отметить, что на карбонатное
равновесие и на процесс солеотложения могут оказать влияние некоторые
химические реагенты используемые в нефтедобыче: ингибиторы коррозии, жидкости
для глушения скважин, реагенты закачиваемые в систему ППД и др. Отложение солей
в этом случае может носить эпизодический характер и прекратится после выноса,
добываемой жидкостью, всей массы вещества. Однако, в отдельных случаях,
указанные реагенты образуют осадки отлагающиеся в порах пласта, в результате
чего уменьшается проницаемость и снижается коэффициент продуктивности скважины.
Для предупреждения отложений солей
существуют технологические, физические и химические методы.
Технологические методы
предусматривают выбор оптимального источника водоснабжения для поддержания
пластового давления, изоляцию обводняющихся пластов и скважин, увеличение
глубины спуска ЭЦН, спуск «хвостовиков», использование оборудования с защитным
покрытием. Использование технологических методов часто затруднено, в связи с
условиями разработки не позволяющими их выполнять. Защитные покрытия носят
локальный эффект, они не препятствуют процессу солеотложения по всему пути
следования газожидкостного потока.
Физические методы борьбы с
солеотложением заключается в использовании акустических, магнитных и
электрических полей. Физические методы, также как и защитные покрытия, служат
для предотвращения отложений солей в определенном месте.
Для достижения предупреждения
отложения солей на всем пути следования добываемого потока единственно
приемлемым способ остается использование химических реагентов - ингибиторов
солеотложения.
В настоящее время разработано
большое количество ингибиторов как отечественного, так и импортного
производства. Часто ингибиторы разрабатываются с учетом условий разработки
месторождения конкретного региона:
ингибитор должен быть совместим с
пластовой водой и другими реагентами, применяемые в нефтедобыче;
реагент должен обладать хорошими адсорбционно-десорбционными
свойствами, возможно минимальной коррозионной активностью, максимальной
экологичностью, температуростойкостью;
ингибитор должен полностью
предупреждать отложение солей в оборудовании;
в зимний период времени ингибиторы
должны обладать низкими температурой замерзания и вязкостью.
Для борьбы с отложениями солей на
месторождениях Западной Сибири был выбран ингибитор на основе полиэтиленполамин
= N = метилфосфоновых кислот (ПАФ - 13А), который может быть использован для
предотвращения отложения солей из водной фазы как хлоркальциевого, так и
гидрокарбонатно-натриевого типов.
Обобщая условия образования осадков
установлено, что отложения чаще наблюдаются в зонах больших градиентов
давлений, и реализуются на стенках забоя и в зоне пласта, прилегающей к
перфорационным каналам, а также на входе погружных насосов. Способ подачи
ингибитора в скважину зависит от зоны отложения солей. При систематически
наблюдающихся отложениях выше приема ЭЦН или башмака фонтанных труб, ингибитор
может применяться постоянной или периодической дозировкой в затрубное
пространство скважин. В первом случае подача осуществляется с помощью
дозирующего устройства, во втором используется цементирующий агрегат ЦА-320;
При снижении проницаемости пласта,
коэффициента продуктивности и одновременном сохранении рабочего режима закачки
воды в систему ППД, вероятно отложение солей в при забойной зоне пласта,
перфорационных каналах. В этом случае рекомендуется осуществлять закачку
реагента в призабойную зону пласта. Успешность технологии закачки в призабойную
зону пласта определяется эффективностью реагента, объемом и глубиной доставки
технологического раствора, степенью адсорбции и скоростью выноса ингибитора в
процессе отбора жидкости из скважины.
Условия разработки Талинского месторождения
показали, что добыча нефти происходит при температурах 101 - 102 
С.
Эффективность ингибитора типа ПАФ несколько снижается с повышением температуры
выше 85 С. и при
применении их по методу закачки в призабойную зону пласта, можно не получить
полной защиты от отложений солей в призабойной зоне пласта. На глубине подвески
насоса температура газожидкостного потока значительно снижается, в связи с чем
эффективность защиты насосного оборудования не снижается.
Парафинзация.
Процесс парафинизации оборудования
вызывает серьезные осложнения при добыче нефти. Основной причиной отложения
АСПВ на стенках труб является изменение термобарических и гидродинамических
параметров течения добываемой жидкости в скважинах.
Главным фактором, влияющих на
выпадение парафиновых фракций, растворенных в нефти, являются состав и свойства
нефти, газосодержание, наличие многолетнемерзлых пород, основные показатели
разработки (дебит и обводненность). Важным параметром определяющим начало
выпадения парафина является температура насыщения нефти парафином.
Метод определения возможности
парафиноотложения в скважине заключается в сопоставлении температуры добываемой
жидкости на устье скважин с температурой насыщения нефти парафином. Если
температура на устье скважины выше температуры насыщения нефти парафином, то
отложения не наблюдаются. Если устьевая температура ниже температуры насыщения
нефти парафином, то наблюдается выпадение АСПВ, причем, чем больше разность
этих температур, тем интенсивнее идет процесс парафинизации и граница начала
отложений находится на большей глубине.
При известных характеристиках работы
скважин можно рассчитать дебит при котором в стволе скважин происходит
выпадение АСПВ. Особенно подвержены скважины с низкими дебитами (до 40 т/сут) и
обводненностью (до 30%). С ростом обводненности добываемой продукции
интенсивность парафинизации оборудования будет снижется. Это объясняется тем,
что при увеличении обводненности происходит возрастание температуры
газонефтяного потока, гидрофилизация поверхности НКТ, это приводит к срыву
отложения АСПВ со стенок труб. Наибольшие затруднения возникают в скважинах
оборудованных штанговыми насосами, где вследствие отложения парафина резко
возрастает гидростатическое сопротивление течению жидкости и перемещению колоны
штанг.
Защитные мероприятия на скважинах -
закачка ингибитора СНПХ-7214 Р., растворителя ШФЛУ и гексановой фракции.
На основание анализа свойств нефти и
основных показателей разработки были проведены расчеты прогнозного количества
скважин с АСПВ. Расчеты проведенные до 2000 года, показали, что прогнозный
парафиновый фонд будет увеличиваться до 1993 года и составит 12 % от
действующего фонда, затем постепенно начнет убывать. Основной фонд скважин с АСПВ
составят вновь вводимые скважины с высокой обводненностью и низкими дебитами.
Для оптимальной работы скважин предлагается расчет суточного количества
реагента по формуле
/
,
Где
- суточный расход ингибитора,
л/сут;
- оптимальная дозировка ингибитора
для данного объекта, г/т;
- дебит скважины по нефти, т/сут;
- плотность ингибитора, кг/м
.
При разработке месторождения
увеличились отложения солей на нефтепромысловом оборудовании. В состав
отложений входят, карбонаты кальция (от 56,9 до 91,9 %), продукты коррозии
металлоконструкций ( от 0,08 до 64,4% , органические соединения нефти, галит,
кремнезем и гипс. Выпадение любого вещества в осадок происходит в том случае,
если концентрация этого вещества или иона в растворе превышает равновесную концентрацию,
т.е. когда наблюдается неравенство 
, где 
- концентрация соединения или иона,
потенциально свободного к выпадению в осадок, 
- равновесная концентрация
соединения или иона при данных условиях. Это неравенство смещает в сторону
выпадения осадка либо за счет увеличения левой части (возрастание фактической
концентрации), либо за счет уменьшения правой части (снижения предельной
растворимости). Первое из этих условий возникает обычно при смешивании
химических несовместимых пластовых и закачиваемых в систему ППД вод. Вторым
условием выпадение осадков, служит перенасыщение вод в результате изменения
температуры, давления, выделения газов, в результате чего снижается величина
равновесной концентрации. С применением заводнения происходит гидрохимические
изменения, сказывающиеся на формировании попутно добываемых вод. При закачке
воды в нефтяной пласт, образуется сложная многокомпонентная система: закачка
воды - пластовая вода - погребная вода - нефть с растворенным газом - породы
пласта. В результате сложных внутрипластовых процессов в этой системе
происходит увеличение концентрации солеобразующих ионов в попутно добываемых
водах.
Можно отметить, что отложение
карбоната кальция происходит одновременно по нескольким причинам, обусловленным
геологическим строением залежей, системой их разработки и технологическими
особенностями эксплуатации скважин.
Так как основные запасы нефти
сосредоточены в горизонтах ЮК10 и ЮК11, был изучен состав пластовых вод, этих
горизонтов, и влияния на них закачиваемой воды. Анализ данных по химическому
составу воды показал, что на обоих пластах отмечаются воды как хлоркальциевого,
так и гидрокарбонатно-натриевого типов. Установлена тенденция к снижению
минерализации и содержание практически всех ионов в пласте ЮК11 независимо от
типа воды. В пластовых водах наблюдается присутствие сульфат ионов до 39 мг/л,
которые могут вызвать отложение гипсов. Выпадение осадков наблюдается не только
из пластовых и закачиваемых вод разной генетической природы, но и из смеси
однотипных вод. В последнем случае превалирующее значение в образовании осадка
вероятно, оказывает нестабильность пластовых вод при изменении термобарических
параметров. Состояние карбонатного равновесия характеризуется показателем
стабильности вод, значение которого рассчитывается на основании данных по
составу попутно добываемых вод, рН водной среды, давлении и температуры,
компонентному составу неразгазированной нефти пласта, обводненности добываемой
жидкости.
5. Безопасность и экологичность
проекта
Основными законодательными актами по охране
труда в нашей стране являются Конституция России, Основы законодательства и др.
в этих документах отражены правовые вопросы охраны труда и здоровья трудящихся.
На основании вышеперечисленных источников, а также исходя из соответствующих
правил безопасности и норм производственной санитарии, в данном проекте нами
разрабатываются основные мероприятия по созданию безопасных условий работы операторов
при обслуживании скважин, оборудованных УЭЦН.
Всякая деятельность протекает из определенных
мотивов и направлена на достижение конкретных целей. Жизнедеятельность -
активное отношение человека к окружающему миру для целесообразного его
преобразования. Абсолютно безопасной деятельности не существует. По данным
Госкомстата, по различным причинам в Российской Федерации на производстве
ежегодно травмируется 650-700 тысяч человек, 15-16 тысяч человек с летальным
исходом, 6 млн. человек работают во вредных условиях, более 700 тысяч единиц
оборудования и 61 тысяча зданий и сооружений не отвечает требованиям
безопасности. В среднем, ежегодно происходит около 500 тысяч пожаров, основными
причинами этих негативных явлений являются:
недостаточный уровень обучения и квалификации
персонала;
недостаточное оснащение производства системами
очистки выбросов;
устаревшее оборудование;
В данном случае, описывается несколько
мероприятий по улучшению охраны и условий труда, охраны окружающей среды,
предложены возможные чрезвычайные ситуации и их предотвращение.
5.1 Анализ и оценка опасностей при
выполнении работ, связанных с обслуживанием скважин, оборудованных УЭЦН
Одна из главных особенностей условий труда
операторов по добыче нефти - это работа, в основном, на открытом воздухе (на
кустах скважин), а также работа связанная с перемещениями на территории объекта
и между объектами (кустами), частыми подъемами на специальные площадки, находящиеся
на высоте. Поэтому в условиях сурового климата Западной Сибири и Крайнего
Севера с низкими температурами (зимой до -500С) и высокой влажностью (летом до
100%) играет метеорологические факторы. При низкой (сверхдопустимых норм)
температуре окружающей среды тепловой баланс нарушается, что вызывает
переохлаждение организма, ведущее к заболеванию. В случае низкой температуры
воздушной среды уменьшается подвижность конечностей в следствии интенсивной
теплоотдачи организм, что сковывает движения. Это может послужить причиной
несчастных случаев и аварий.
При длительном пребывании работающего в условиях
низкой температуры и, следовательно, переохлаждении организма возможно
возникновение различных острых и хронических заболеваний: воспаление верхних
дыхательных путей, ревматизм и другие. Результатами многократного воздействия
низких температур являются пояснично-крестцовый радикулит и хроническое
повреждение холодом (ознобление).
При высокой температуре снижаются внимание и
скорость реакции работающего, что может послужить причиной несчастного случая и
аварии. При работе в летнее время при высокой температуре (до +50 С) возможны
перегревания организма, солнечные и тепловые удары.
Кусты, как правило, засыпаются песком, поэтому
при сильных ветрах случается поднятие частиц песка и пыли, которые могут
попасть в глаза и верхние дыхательные пути. Нормирование метеорологических
параметров устанавливает ГОСТ 12.1.005-76.
В ходе производственных операций рабочие могут
подвергаться вредных газов и паров нефти, источником которых являются нарушения
герметичности фланцевых соединений, механической прочности фонтанной арматуры
(свище, щели по шву) вследствие внутренней коррозии или износа, превышения
максимально допустимого давления, отказы или выходы из строя регулирующих и предохранительных
клапанов. Пары нефти и газа при определенном содержании их в воздухе могут
вызвать отравления и заболевания. При постоянном вдыхании нефтяного газа и
паров нефти поражается центральная нервная система, снижается артериальное
давление, становится реже пульс и дыхание, понижается температура тела.
Особенно опасен сероводород - сильный яд, действующий на нервную систему. Он
нарушает доставку тканям кислорода, раздражающе действует на слизистую оболочку
глаз и дыхательных путей, вызывает острые и хронические заболевания, ПДК Н2S -
0,1 мг/м3 (ГОСТ 12.1.005-76.)
Специфическая особенность условий эксплуатации
нефтяных скважин - высокое давление на устье, которое доходит до 30 МПа. В
связи с этим любое ошибочное действие оператора при выполнении работ на устье
скважины может привести к опасной аварии.
Высокое давление и загазованность указывают на
повышенную пожаро- и взрывоопасность объекта.
Эксплуатация скважин с УЭЦН характеризуется с
наличием высокого напряжения в силовом кабеле. Причем станция управления и
скважина оборудования ЭЦН обычно не находятся в непосредственной близости друг
от друга и часть кабеля проходит по поверхности, что увеличивает зону поражения
электротоком, а следовательно и вероятность несчастного случая.
Причиной несчастного случая может быть также
неудовлетворительное состояние объекта с позиции санитарии, его чрезмерная
захламленность и замазученность, плохая подготовка скважин к замерам пластового
давления.
Таким образом, мы выяснили основные факторы
производственной среды, влияющие на здоровье и работоспособность операторов в
процессе труда:
метеорологический фактор.
Вредное влияние паров нефти и газа.
Высокое давление.
Повышенная пожаро- и взрывоопасность.
Наличие высокого напряжения.
Причины организационного характера.
5.2 Расчет заземления
электрооборудования
Для предохранения рабочих от поражения
электрическим током электрооборудование УЭЦН должно быть надежно заземлено. В
соответствии с ГОСТом 12.1.006-84 выполнен расчет заземляющего устройства
станции управления ЭЦН.
Заземление КТПН осуществляется электродами из
круглой стали d=12 мм, l=5 м, забиваемых в землю на глубину 5,7 м и соединенных
стальной полосой 40х4 мм. Сопротивление заземляющего устройства должно быть не
более 4 Ом в любое время года. все соединения выполняются сваркой согласно ПЭУ.
После устройства контура заземления необходимо замерить сопротивление и, если
оно окажется больше допустимого, забить дополнительные электроды.
Расчет производится в соответствии «Типовых
расчетов по электрооборудованию».
Сопротивление растеканию тока одиночных
стержневых заземлителей определяется по формуле:
Rо.с.=ρ*Кс
(ln 2l + 1 ln 4t+l) (5.1)
2πl d 2 4t-l
где ρ - удельное
сопротивление грунта, 1*10-4ом*см;
Кс
-коэффициент сезонности, для I климатической зоны Кс =1,65;- длина стержня, 500
см;- диаметр стержня, 1,2 см;- глубина залегания, 570 см;
с=1*104*1,65
(ln 2*500 +1/2 ln 4*570 +500) = 37,5 Ом
*3,148500
1,2 4*570-500
Необходимое
количество стержней:о.с.
N=ηсR3 (5.2.2.)
где, η - коэффициент
использования стержневых заземлителей, 0,61;- сопротивление, оказываемое
заземляющим устройством растеканию тока, 4 Ом;
,61*4
Сопротивление всех стержней:
с=Rо.с./n* ηc=37,5/16*0,61=3,8
Ом
Сопротивление растекания горизонтального
(протяжного) заземлителя определяется по формуле:
Rn= 0,366 * ρрасч./ln *
lg lg2/dt1 (5.2.3.)
где, ln - общая длина горизонтального
заземлителя (полосы 40х4 мм), 100000 см;
ρрасч = ρ*
Кс=104*5
ом*см, Кс=5 - для I климатической зоны;
- глубина залегания протяжного заземлителя;, 70
см;
= 0,366* 5*10-4/100000 * 1000002/1,2*70=14.3 Ом.
Действительное сопротивление растеканию
протяжного заземлителя с учетом коэффициента использования ηn=0,32
д=Rn/ ηn=14,3/0,32=44,7 Ом
(5.2.4.)
Общее сопротивление заземляющего устройства:
=Rc*Rпд/ Rc+Rпд= 3.8* 44,7/3,8+44,7=3,5 Ом
(5.2.5.)
Из расчета следует, что полученное значение
сопротивления не превышает допустимого, а следовательно будет обеспечено
полноценное заземление объекта, соответствующее ГОСТу 12.1.006-84.
5.3 Основные мероприятия по обеспечению
безопасности условий труда операторов
Основное условие безопасности при обслуживании
нефтяных скважин - соблюдение трудовой и производственной дисциплины всеми
работающими на них.
Все работы связанные с эксплуатацией УЭЦН
(обслуживание, перевозка, монтаж, демонтаж) должны выполняться в соответствии с
правилами безопасности и инструкциям по охране труда для рабочих цехов добычи
нефти и ППД, а также следующими документами:
Правило безопасности в нефтяной и газовой
промышленности, утверждение Госгортехнадзором.
Правила технической эксплуатации
электроустановок, утвержденные Госэнергонадзором.
Правила техники безопасности при эксплуатации
электроустановок, утвержденные Госэнергонадзором.
Правила устройства электроустановок,
утвержденные Госэнергонадзором.
Руководство по эксплуатации УЭЦН РЭ,
утвержденное ОКБ БН.
На работу следует принимать лиц не моложе 18
лет, годных по состоянию здоровья, соответственным образом обученных и
прошедших инструктаж по технике безопасности.
Перевозка рабочих на место и обратно должна
осуществляться на бортовых автобусах или специально оборудованных грузовых
бортовых автомобилях, а в труднодоступных местностях - на вездеходах.
Продолжительность рабочего времени установлена трудовым законодательством и не
должна превышать 41 час в неделю.
Рабочие должны обеспечиваться необходимой
спецодеждой, соответствующей времени года (лето - роба х/б, сапоги, головной
убор, рукавицы, а также средства защиты от кровососущих насекомых; зимой -
шапка-ушанка, валенки, ватные штаны, шуба, ватные рукавицы).
На каждом кусте должна быть оборудована
пульт-будка с имеющимися в наличии аптечкой, бачком с питьевой водой,
носилками, а также мебелью для отдыха.
При работе в темное время суток объект должен
быть освещен, во избежании травматизма. В качестве осветительных приборов
применяются фонари и прожектора. Норма освещенности не ниже 10 лк (СНиП I -
4-79).
Особое внимание следует обратить на санитарное
состояние территории куста, не допускать его захламления и замазученности,
зимой необходимо регулярно расчищать снежные заносы на подходах к скважины.
Содержание нефтяных паров и газов в воздухе
рабочей зоны не должно превышать ПДК (углеводороды предельно С-С10 в пересчете
на С - 300 мг/м3, ГОСТ 12.1.005-76). Во время ремонта скважин при наличии в
воздухе рабочей зоны нефтяных паров и газов, превышающих ПДК, необходимо
заглушить скважину жидкостью соответствующих параметров и качества. Работы в
загазованной зоны должны проводиться в соответствующих противогазах.
К монтажу (демонтажу) погружного агрегата УЭЦН и
его обслуживанию допускается электротехнический персонал, знающий схемы
применяемые станций управления, трансформаторов, подстанций погружных насосов
(КТПН), конструкции по их эксплуатации, прошедший производственное обучение и
стажировку на рабочем место, а также проверку знаний с присвоением
квалификационной группы по электробезопасности.
Для измерения буферного давления и давления в
затрубном пространстве на скважинах оборудованных УЭЦН должны быть установлены
стационарные манометры с трехходовыми кранами.
Конструкция устьевого оборудования должна
обеспечить возможность снижения давления в затрубном пространстве, а так же
закачку жидкости для глушения скважины.
Наземное оборудование УЭЦН должно быть
установлено в специальной будке или на открытой местности на расстоянии не
менее 20 м от устья скважины.
При установке наземного оборудования в будке
станция управления должна быть расположена так, чтобы при открытых дверцах
обеспечивался свободный выход из будки.
При установке электрооборудования на открытой
местности оно должно иметь ограждение и предупреждающий знак «Осторожно!
Электрическое напряжение!».
Намотка и размотка кабеля на барабан
кабеленаматывателя должна быть механизирована. Производить намотку (размотку)
кабеля вручную, а также тормозить барабан руками, доской или трубой
запрещается.
Все открытые движущиеся части механизмов
кабеленаматывателя могущие служить причиной травмирования должны иметь
ограждения.
Прокладка, перекладка кабелей УЭЦН по эстакаде
рядом с действующими кабелями, находящимися под напряжением, а также перекладка
кабелей допускается в случае необходимости при выполнении следующих условий:
Работу должны выполнять рабочие, имеющие опыт
прокладки кабелей, по наряду-допуску (распоряжению электротехнического
персонала ЦБПО НПО под руководством лица с группой по электробезопасности не
ниже V при напряжении выше 1000 В.
Работать следует в диэлектрических перчатках,
поверх которых для защиты от механических повреждений одеваются брезентовые
рукавицы. Санитарные нормы действия тока на организм, устанавливает ГОСТ
12.1.000-76.
Таким образом в данном разделе разработаны
основные мероприятия , которые обеспечат безопасные условия работы операторов
при обслуживании скважин, оборудованных УЭЦН.
5.4 Общие требования безопасности к
рабочим цеха по подготовке и перекачке нефти (ППН)
К самостоятельной работе в цехе ППН допускаются
лица: достигшие 18-летнего возраста.
Прошедшие медицинское освидетельствование
согласно приказа Минздрава ССР № 700 от 19.06.84;
прошедшие производственное обучение, обучение
безопасным методам в проведении работ, стажировку (при необходимости) на
рабочем месте и проверку знаний по технике безопасности;
имеющие удостоверение о проверке знаний по
технике безопасности.
Через каждые 3 месяца рабочие должны проходить
инструктаж по безопасному ведению работ и не реже 1 раза в год - проверку
знаний.
При внедрении новых видов оборудования и
механизмов, новых технологических процессов, а также при введении в действие
новых правил и инструкций по охране труда рабочие должны пройти дополнительное
обучение и инструктаж.
Внеочередную проверку знаний по технике
безопасности рабочие должны пройти:
после обучения, вызванного изменением
технологического процесса, внедрением новых видов оборудования и механизмов,
введением в действие новых правил и инструкций;
по требованию или распоряжению руководителей
предприятий и представителей службы надзора.
Приступая к работе, рабочие должны иметь при
себе удостоверение о проверке знаний по технике безопасности.
При приеме смены, рабочие обязаны ознакомиться с
заданиями и распоряжениями руководителей работ, с записями в вахтовом журнале и
уяснить себе обстановку на объекте и на рабочем месте.
При обнаружении какой-либо неисправности, не
записанной в журнале, принимающий смену должен указать на нее сменщику, и
вместе с ним сделать соответствующую запись в вахтовом журнале.
Не разрешается:
принимать или сдавать смену во время аварии и
при ее ликвидации;
передавать смену рабочему, явившемуся в
нетрезвом состоянии или больному.
Находясь на территории цеха ППН работающие
должны соблюдать общие для всех правила поведения:
места открытого выделения газа надо обходить с
наветренной стороны;
переходить через траншею, трубопроводы надо
только в специально указанных местах, оборудованных переходами.
Рабочие цеха ППН перед началом работы обязаны:
проверить состояние и исправность работающего и резервного оборудования
(насосов, запорной арматуры, КИПиА и т.п.), чистоту рабочего места,
производственных помещений и территории наличие инструмента и вспомогательного
инвентаря, исправность действия вентиляционных установок, наличие и состояние
средств индивидуальной защиты; привести в порядок спецодежду и др. средства
индивидуальной защиты; проверить наличие и исправность пожаротушения и
инструментов, их соответствие характеру работы, наличие и укомплектованность
аптечки.
Рабочие обязаны следить за чистотой рабочих мест
и всего оборудования. Рабочие площадки, лестницы и переходы необходимо очищать
от грязи, снега и льда.
Загромождение лестниц и площадок, проходов между
трубопроводами и др. оборудованием, мешающие нормальному обслуживанию и
ремонту, не допускается.
Освещение объектов ППН должно быть выполнено во
взрывобезопасном исполнении. Осветительная проводка должна прокладываться в
герметичных газовых трубах, выключатели должны быть во взрывоопасном исполнении
и установлены вне помещения.
В качестве аварийного освещения могут применятся
только аккумуляторные фонари во взрывобезопасном исполнении напряжением 12 Вт.
Рабочие должны иметь полагающиеся по нормам
спецодежду, спецобувь, рукавицы и другие средства индивидуальной защиты,
обеспечивающие безопасность. Спецодежду следует носить в застегнутом виде, она
не должна меть свисающих концов.
При опасности попадания инородных тел, вредных
жидкостей, паров, газа, раздражения глаз сильным световым излучением необходимо
пользоваться соответствующими защитными очками.
При работе в колодцах, аппаратах, емкостях и
других плохо проветриваемых местах необходимо применять шланговые противогазы.
Лица, допущенные к работам на объектах с
возможным выделением сероводорода, должны иметь при себе исправные средства
индивидуальной защиты (противогазы марки КД). Промышленные фильтрующие
противогазы применяют в том случае, если в воздухе содержится не менее 18%
объемных долей кислорода, а концентрация вредных газов не превышает 0,5% долей
объемных.
Рабочие должны следить за состоянием
предохранительной арматуры, наличием и исправностью манометром, обращать
внимание на наличие и целостность пломб.
Не допускается эксплуатация аппаратов, емкостей и
оборудования при неисправных предохранительных клапанах, отключающих и
предохранительных устройствах, при отсутствии или неисправности
контрольно-измерительных приборов и средств автоматики, а также работа с
неисправным инструментом.
Все движущиеся части механизмов должны быть
ограждены. Выступающие и вращающиеся детали должны быть закрыты по всей
окружности вращения сплошными кожухами.
Запрещается эксплуатация неисправного
оборудования отключающих и предохранительных устройств, неисправных
контрольно-измерительных приборов и средств автоматики, а также работа
неисправным инструментом.
Корпуса электрооборудования и пусковой
аппаратуры должны быть заземлены.
Перед пуском механизмов в работу необходимо
проверить их исправность. Пускать в работу механизмы следует, только
убедившись, что у движущихся частей нет людей. И только после подачи
предупредительного знака (сигнала).
Во время работы механизма запрещается:
производить ремонт их или крепление каких-либо
частей;
чистить и смазывать движущиеся части вручную;
снимать ограждения или отдельные их части и
проникать за ограждения;
тормозить движущиеся части механизмов
подкладыванием труб, ваг и других предметов;
переходить через приводные ремни, цепей или под
ними;
направлять, надевать, сбрасывать, натягивать или
ослаблять ременные передачи;
находится в опасной зоне.
Ремонтные работы должны проводится в дневное
время. При необходимости ремонтов в ночное время место работы должно быть
освещено.
Работы по ремонту оборудования, связанные с
применением открытого огня и возможностью образования открытого искрения,
должны осуществляться по наряду-допуску на производство газоопасных работ или
письменному разрешению главного инженера, согласованного с главным энергетиком
предприятия и местной пожарной охраной.
Ремонтные работы в котловане, а также в нефтяных
и газовых колодцах разрешается выполнять при соблюдении следующих условий:
бригада рабочих должна состоять не менее чем из
двух человек (работающий и наблюдающий), обеспеченных соответствующими
средствами индивидуальной защиты;
перед началом работ ответственный за их
проведение должен спросить исполнителя о его самочувствии;
перед работой котлован или колодец проветрить, а
перед сварочной работой - провести анализ воздушной среды;
проверить исправность шлангового противогаза,
спасательного пояса и сигнально-спасательной веревки;
сроки единовременного пребывания работающего в
шланговом противогазе должен превышать 20 минут.
В случае гидратообразования или замораживания
участка трубопровода, обвязки насосов, запорной арматуры отогревать их следует
водой или паром. Перед отогревом участок должен быть отключен от работающей
системы.
При пропарке емкостей, аппаратов запрещается
поднимать давление в них: пар должен иметь свободный выход. При пропарке труб
запрещается стоять с противоположного конца, тем более, устранять закупорку
пропариваемых труб разрыхлением различными предметами.
Пропуск газа и нефтепродуктов через фланцевые
соединения, сальники, задвижки и другие неплотности необходимо своевременно
устранять.
При необходимости проведения ремонтных работ на
трубопроводах находящихся под давлением, подлежащий ремонту участок необходимо
отключить задвижками с установкой маркированных заглушек после снижения в нем
давления до атмосферного.
Закрывать (открывать) запорную арматуру следует
плавно, без рывков, пользуясь при необходимости специальным (штурвальным)
ключом.
В случае возникновения аварийной ситуации,
связанной с повышением содержания сероводорода в воздухе, необходимо:
немедленно одеть противогаз;
прекратить все работы в опасной зоне;
сообщать об этом ответственному руководителю
работ;
обозначить опасную зону предупреждающими
знаками;
дальнейшие работы производить по плану
ликвидации возможных аварий.
При аварии рабочие обязаны действовать в
соответствии с планом ликвидации аварий; сообщить о происшедшей аварии
диспетчеру, вывести людей из помещения или опасной зоны и при необходимости, в
целях предупреждения осложнений, отключить технологическое оборудование.
При возникновении пожара необходимо немедленно
вызвать пожарную охрану и приступить к тушению огня имеющимися на объекте
противопожарными средствами. При несчастном случае необходимо оказать
пострадавшему доврачебную помощь, вызвать, если необходимо скорую медицинскую
помощь, сообщать о происшедшем руководителю работ или начальнику цеха и по
возможности сохранить обстановку на рабочем месте такой, какой она была в
момент несчастного случая. В случае возникновения аварийной ситуации смена, в
которой возникла авария, не сдает смену до ликвидации аварии. Принимающая смена
включается в работу по ликвидации аварии.
5.5 Характеристика условий труда
Характеристика выбросов вредных веществ в
атмосферу.
Таблица 5.1
|
Вредные
вещества
|
Кол-во
вредных веществ отходящих от всех источников
|
В
том числе: выделяются без очистки
|
Всего
выброшено в атмосферу
|
Лимит
выброса
|
|
Наименование
|
|
|
|
|
|
Окислы
азота
|
9,355
|
9,355
|
9,355
|
9,355
|
|
Сернистый
ангидрид
|
73,985
|
73,985
|
73,985
|
73,985
|
|
Окись
углерода
|
53,62
|
53,62
|
53,62
|
53,62
|
|
Пятиокись
ванадия
|
0,296
|
0,296
|
0,296
|
0,296
|
|
Окись
железа
|
0,616
|
0,616
|
0,616
|
0,616
|
|
Стирол
|
0,222
|
0,222
|
0,222
|
0,222
|
По формуле можно рассчитать степень риска
производства, определяемого за год:
=Сn/Np= 1/104500=9,57х10-6
где Cn - число смертельных случаев за год;
где Np - число работающих.
5.6 Пожарная профилактика
Пожарная профилактика достигается правильным
проектированием, эксплуатацией и обеспечением средствами пожаротушения. В
зависимости от пожаро- и взрывоопасных свойств применяемых, производимых или
хранимых веществ, все производство по степени пожарной опасности подразделяется
на пять категорий: А, Б, В, Г, Д. Категория А. Производство, связанное с
получением, применением или хранением: жидкостей, имеющих температуру вспышки
паров (280С) и ниже; паров или газов с нижним пределом взрываемости 10% и менее
в количествах, которые могут образовать с воздухом взрывоопасные смеси; горючих
жидкостей при температуре нагрева их до 2500С. Категория Б. Производства,
связанные с применением, получением, хранением или переработкой: жидкостей с
температурой паров от 290 до 1200С; горючих газов, нижний предел взрываемости
которых более 10% к объему воздуха, при применении этих газов в количествах,
которые могут образовать с воздухом взрывоопасные смеси; производства, в
которых выделяются горючие волокна или пыль в таком количестве, что они могут
образовать с воздухом взрывоопасные смеси. Категория В. Производства, связанные
с обработкой или применением твердых сгораемых веществ и материалов, а также
жидкостей с температурой вспышки паров выше 1200С. Категория Г. Производства,
связанные с применением или обработкой несгораемых веществ и материалов в
горячем, раскаленном или расплавленном состоянии и сопровождающиеся выделением
лучистой теплоты, искр и пламени, а также производства, связанные со сжиганием
твердого, жидкого и газообразного топлива. Категория Д. Производства, связанные
с обработкой несгораемых веществ и материалов в холодном состоянии. Для тушения
пожара используют следующие средства пожаротушения: ручные пенные огнетушители
типа ОП, углекислотные огнетушители ОУ-2, пенопроизводящие установки -
пеносмесителя, воздушнопенные стволы, генераторы высококоратной пены, гидранты
и другие средства. Первичные средства пожаротушения размещают в легко доступных
местах. Огнетушители защищают от солнечных лучей, осадков. Для улучшения условий
труда необходимо намечать как можно большее количество позитивных мероприятий и
соответствовать ГОСТам.
5.7 Прогнозирование чрезвычайных
ситуаций и их предотвращение
Одной из наиболее частых аварий является взрыв.
При выборе электрооборудования для объектов
добычи нефти и газа необходимо учитывать специфические условия работы
электрических установок, связанных с наличием взрывоопасных газов и паров.
К взрывоопасным относятся смеси с воздухом
горючих газов и паров горючих жидкостей с температурой вспышки 450С и ниже, а
также горючей пыли или волокон с нижним пределом взрываемости не выше 65 г/см3.
В зависимости от температуры самовоспламенения
устанавливаются 5 групп взрывоопасных смесей:
Таблица 5.2
|
Группа
взрывоопасной смеси
|
Температура
самовоспламенения С
|
|
Т1
|
Свыше
450
|
|
Т2
|
300
до 450
|
|
Т3
|
200
до 300
|
|
Т4
|
135
до 200
|
|
Т5
|
100
до 135
|
Распределение некоторых смесей по категориям и
группам приведено в таблице 5.3.
Таблица 5.3
|
Категория
взрывоопасных смесей
|
Группа
взрывоопасных смесей
|
|
Т
1
|
Т
2
|
Т
3
|
Т
4
|
Т
5
|
|
1
|
Аммиак,
метан, дихлорэтан, изобутилен, метилстирол, метил хлористый, метил хлористый,
метилацетат.
|
Амилацетат,
бутилацетат, винилацетат, изопропен, метилметакрилат, спирты: бутиловый,
изоамиловый, изопропиловый и др.
|
Скипидар,
уайтспирит, циклогексан, спирт амиловый, полиэфир ТГМ-3 и др.
|
-
|
-
|
|
2
|
Ацетон,
бензин-100, бензол, толуол, стирол, пропан, этан, этилбензол, окись углерода
и др.
|
Бензин
Б-95/130, бутан, дивинил, диоксан, метиламин, метилфуран, пентан, пропилен и
др.
|
Бензин:
А-66, А-72, А-76, Б-70, гексан, топливо Т-1, ТС-1 и др.
|
Ацетальдегид,
этиленглиголь, диэтиловый эфир, дибутиловый эфир.
|
-
|
|
3
|
Коксовый
газ (метана 40%, водорода 60%), светильный газ, этилен.
|
Окись
этилена, окись пропилена, этилтрихлорсилан.
|
Винилтрихлормилан,
этилдиххлорсилан.
|
Диэтиловый
(серный) эфир.
|
-
|
|
4
|
Водород,
водяной газ.
|
-
Ацетилен, метиодихлорсилан.
|
Сероводород
Трихлорсилан
|
-
-
|
Серо-углерод
-
|
При взрыве газовоздушной смеси весом в 10 т
находится на расстоянии менее 65 м от эпицентра взрыва опасно для жизни.
Для насосов и другого оборудования:
Слабые разрушения при Δpф
=0,25-0,4 атм.
Средние разрушения при Δpф
=0,4-0,6 атм.
Сильные разрушения при Δpф
=0,6-0,7 атм.
На рис. 5.1. изображена примерная схема
распространения ударной волны по зонам.
Рис. 5.1
месторождение тектоника стратиграфия
порода
Условные обозначения на схеме:
- зона детонации,
- зона действия продуктов взрыва,
- зона ударной волны,- радиус первой зоны,-
радиус второй зоны,- расстояние от центра взрыва до элемента предприятия (во 2
зоне),-расстояние от центра взрыва до элемента предприятия (в 3 зоне).
=17,5 3√Q =17,5√10=37,7 м
где Q -количество газа, т.
=1,7R1=1,7*37,7=64,1 м
Разность давлений в 1 зоне Δpф
=1700 кПа
Разность давлений во 2 зоне:
Δpф=1300 (R1 /
r2)3+50= 1300 (37,7/50)3+50=607 кПа
Ψ=r3/R1=85/37,7=2,3
При Ψ> 2 разность
давлений в третьей зоне:
Δpф=22/ Ψ√lg
Ψ+0,155 =13,3 кПа
Радиус Зоны, опасной для жизни человека:
см=30 3√Q=64,4 м
5.8 Основные мероприятия по
предотвращению опасностей, связанных с особенностями оборудования
Технологические процессы, идущие под высоким
давлением, оборудование, находящиеся под большими нагрузками, в определенных
условиях представляют опасность для работающих.
Основные мероприятия по предотвращению
опасностей, обусловленные повышением давления и нагрузкам, сводится к
следующим:
осмотр и испытание установки, оборудования,
механизмов;
использование ослабленных элементов и устройств
для механизации опасности;
применение средств блокировки, исключающих
аварии при неправильных действиях работающих.
автоматизация производственных процессов,
позволяющая вывести из опасных зон, осуществление контроля за показаниями
приборов и дистанционные управления;
учитывать розу ветров. Нельзя допускать
возможность попадания опасных по взрыву и пожару смесей в огнедействующие
установки.
На каждом предприятии, с числом работающих более
300 человек - организуют фельдшерский здравпункт, а более 800 человек -
врачебный здравпункт.
На основании анализа условий труда
обслуживающего персонала, характеристики вредных веществ, загрязняющих
природную среду и прогнозирования возможных чрезвычайных ситуаций на данном
объекте можно сделать следующие выводы: В основном объект отвечает требованиям
ГОСТов по условиям труда. Анализируя возможные чрезвычайные ситуации, в данном
проекте выявлены вероятные параметры ударной волны при взрыве газо-воздушной
смеси, и намечены мероприятия по предотвращению возникающих поражающих вредных
факторов: взрыва и др. факторов.
Заключение
. Установлено, что эффект частичной сепарации
легкой нефти с большим газовым фактором в затрубное пространство обводненных
скважин приводит к существенным осложнениям в эксплуатации серийных установок
ЭЦН.
. Режимы работы становятся нестационарными,
снижается дебит, и происходят срывы подачи, что приводит к потерям в добыче
нефти и преждевременным отказам установок.
. Единственной технологией, позволяющей успешно
решить эти проблемы, является применение погружных насосно-эжекторных систем.
Внедрение погружных насосно-эжекторных систем в
обводненных скважинах Талинского месторождения позволило увеличить дебиты
скважин и получить дополнительную добычу нефти, обеспечило стабильную
эксплуатацию и существенное повышение наработок на отказ.
. Довести разработку струйного насоса до
логического завершения:
Предложенный фильтр на приемной части СН,
заменить на другой, не требующий конструктивных изменений и экономических
затрат.
Сопло СН должно изготавливаться из высокопрочных
сталей или из предложенного (кристаллически выращиваемый) лейкосапфира.
Клапанную пару приемной части насоса
изготавливать из отдельных материалов, которые не подвергаются коррозии и
ударному воздействию.
Список литературы
1. Технико-экономическое
обоснований кондиций к подсчету запасов нефти по Талинской площади. Отсчет
СибНИИНП, Тюмень, 1990 г.
. Крупский
Б.Л., Пятигорская М.Н./ Пересчет балансовых запасов нефти Талинской площади
Красноленинского месторождения. Отсчет УКРГИПРОНИИНефть., Киев,1989 г.
. А.В.
Рыбак. / Пересчет балансовых запасов нефти Талинской площади Красноленинского
месторождения. Отсчет ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1985 г.
. Сонич
В.П., Ильин В.М., Дроздов В.А., Дворак С.В., и др./Исследование петрофизических
свойств пород-коллекторов нефтегазовых месторождений Западной Сибири для
обоснования параметров продуктивных пластов.Отсчет СибНИИНП. , Тюмень,
1985,316с.
. Дворак
С.В./Разработка методики определения параметров для подсчета запасов нефти в
нижнеюрских углесодержащих коллекторах Западной Сибири._ Диис. На соиск. Уч.
степ. кандидат геолого. - минеральных наук. Тюмень, СибНИИНП, 1989 г., 266 с.
. Касов
А.С./ Методическое руководство по определению коэффициентов вытеснения нефти
водой в лабораторных условиях. СибНИИНП,1977,42 с.
. Технологическая
схема разработки Талинского месторождения (внеплановый отсчет). СибНИИНП,
Тюмень.1980 г.
. Дополнительная
записка к технологической схеме разработки Талинского месторождения, СибНИИНП,
Тюмень, 1983 г.
. Отсчет
о научно-исследовательской работе составление проектов и технологических схем
разработки по месторождениям Главтюменнефтегаза
. И
внедрение мероприятий по интенсификации добычи нефти. СибНИИП, Тюмень, 1984 г.
. Технологические
показатели разработки по участку расширения Талинской площади Красноленинского
месторождения. СибНИИП, Тюмень.1988 г.
. Технологические
показатели разработки по участку расширения Талинской площади Красноленинского
месторождения СибНИИНП, Тюмень, 1989 г.
. Дополнительная
записка к технологической схеме разработки Талинской площади Красноленинского
месторождения. СибНИИНП, Тюмень,1987 г.
. Временная
методика «Расчет итоговых параметров струйного насосного оборудования в
комплексе с установкой погружного центробежного электронасоса (ЭЦН).
. В.Б.
Ястремская, Е.С. Сыромятников, Л.Г. Злотникова, В.В. Савицкий /Организация и
планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой промышленности.
Издательство «НЕДРА» 1978.
. И.М.
Жданов, Н.И. Панова, Е.А. Подгорных /Сборник официальных материалов по охране
труда (том 4) , Москва ПИО ОБТ 1996 г.
. Ю.С.
Карпеев /Организация охраны труда в нефтегазодобывающих и газоперерабатывающих
производствах, Издательство «НЕДРА» 1988 г.
. Оператор
по исследованию нефтяных скважин, ГОСТОПТЕХИЗДАТ.1959 г.
