какое поведение газа в скважине наиболее опасно
Какое поведение газа в скважине наиболее опасно
Массы Рас запись закреплена
Ответы на билеты по ГНВП
2. Правила ликвидации проявлений.
При первых признаках проявления следует:
— отключить электроэнергию;
— загерметизировать устье скважины противовыбросовым оборудованием;
— сообщить диспетчеру ПРС;
1. Своевременно обнаружить ГНВП, определить вид его флюида.
2. Загерметизировать устье скважины.
3. Зарегистрировать Ризб в НКТ и Ризб в затрубном пространстве.
4. Определить Vо.
5. В минимально короткий срок приступить к глушению скважины.
6. Правильно выбрать способ глушения скважины.
7. В процессе глушения поддерживать условие, чтобы Рзаб было больше Рпл.
8. В процессе подготовительных работ проводить промывку с целью снижения Ризб за счет вымывания флюида и особенно газа.
3.Что относится к устьевому оборудованию?
К устьевому оборудованию относится фонтанная арматура для фонтанирующих или нефтяных скважин с целью их герметизации, контроля и режима эксплуатации. ФА представляет собой соединение различных крестовиков, тройников, задвижек, кранов. Между фланцами- кольца из специальной малоуглеродистой стали.
ФА состоит из трубной головки и елки:
— трубная головка монтируется на колонной головке и предназначена для подвески подъемных труб и герметизации затрубья;
— елка предназначена для направления жидкости на выкидные линии, для регулирования и контроля скважины, а также для ее закрытия.
4. Действия вахты по сигналу «Выброс» при бурении или промывке с установленным на устье плашечным превентором.
По сигналу «Выброс» все работы на скважине немедленно прекращаются. Вахта начинает действовать согласно ПЛА. Открываются задвижки. Трубы подвешиваются так, чтобы гладкое тело трубы было напротив плашек, голова трубы должна находиться на таком уровне, чтобы было удобно навернуть дополнительный инструмент, приспособление. Плашки на теле трубы закрываются вручную, наворачивается обратный клапан или шаровый кран (в открытом положении). Закрывается задвижка на центральном патрубке. После закрывается затрубная задвижка. Сообщается диспетчеру и ведется наблюдение за ростом давления. Дальнейшие работы вести по особому плану.
1. Газопроявление. Понятие, особенности возникновения, осложнения при ликвидации.
1. Подъем газа в закрытой скважине при невозможности его вымыва.
При этом пачка газа всплывает к устью из-за разности плотности раствора и газа, давление в ней сохраняется близкое к пластовому. На забое давление растет за счет увеличения столба жидкости, остающегося под пачкой. При подходе к устью Рзаб=2Рпл за счет фильтрации раствора в газовый пласт.
Опасность- высокое давление, возможность гидроразрыва водоносного и нефтяных пластов. Скорость пачки- 150-200 м/час, а максимальная при расчетах 300 м/час.
х Р=5атм хРу=140атм х Ру=280атм
Рпл=330 атм Рзаб=465атм Рзаб=605атм
2. Подъем газа в открытой скважине.
Объем газа в открытой скважине подчиняется закону Бойля-Мариотта, т.е. произведение давления на объем- постоянно. При подъеме пачки газа в открытой скважине верхняя граница пачки движется с постоянным ускорением, при этом забойное давление падает сначала незначительно, но при подходе пачки к устью скважины возникает дисперсия пласта и в скважину поступает новая пачка газа.
Глубина 3000 м.
После выброса пачки, пришедшей на устье, и жидкой перемычки происходит открытое фонтанирование чистым газом. При открытом устье объем газа увеличивается в десятки раз. Из-за малой вязкости газ проникает в любые негерметичные соединения устьевого оборудования.
Опасность- отравление персонала, угроза взрыва и пожара. При наличии газовых пластов ПВО опрессовывается воздухом или инертным газом.
2. Признаки раннего обнаружения ГНВП.
— увеличение объема промывочной жидкости в емкости долива;
— уменьшение против расчетного объема доливаемой жидкости при подъеме НКТ;
— повышение расхода (скорости) выходящего потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса;
— движение жидкости при остановке в работе.
3. Назначение и типы колонных головок.
Колонные головки предназначены для обвязки верхних концов сменных обсадных колонн, выступающих над устьем, с целью герметизации кольцевого пространства между ними.
ГКК- головка колонная клиновая.
ОКК- оборудование колонн клиновое.
ОКК состоит из корпуса, в корпус заворачивается патрубок с фланцем, на котором установлен задвижка с глухим фланцем и манометром. Подвеска эксплуатационной колонны выполняется на 2-х и 3-х клиньях, связанных между собой шарнирно, и имеющих синхронное перемещение.
Герметизация межтрубного пространства выполнена двухярусными самоуплотняющими пакерами. Промежуточные колонны уходят в потай корпуса.
ГКК эксплуатационная колонна подвешивается на 4-х клиньях, не связанных с собой. Герметизация межтрубного пространства достигается узлом уплотнения, состоящим из обоймы, 2-х резиновых уплотнительных колец, массивного резинового уплотнителя, металлического кольца и нажимной гайки, через которую болтами прижимают резиновый элемент и обойму. ЭК обрезается и приваривается к катушке. Опрессовывается на давление Рпроб=Рраб.
4. Действия вахты по сигналу «Выброс» при спуске инструмента, с установленным на устье скважины плашечным превентором.
По сигналу «Выброс» спуск инструмента немедленно прекращается. Вахта начинает действовать согласно ПЛА. Открываются задвижки. Демонтировать мех. ключ, снять клиновой захват, опустить вставку в конусное отверстие основания КГОМ-2 до полной разгрузки элеватора и фиксируют вставку выдвижными ползунами, вращая боковые винты. Закрыть плашки превентора и затрубные задвижки, шаровой кран вставки. Сообщить диспетчеру. Дальнейшие работы вести по особому плану.
5. Где и как часто проводят контроль воздушной среды?
Контроль воздушной среды проводится газоанализатором «Анкат» или «УГ-2» в начале рабочей смены.
При ГНВП анализ проводится каждый час.
1-ая точка отбора проб – у культ будки.
2-ая точка отбора проб – инструментальная будка.
3-я точка отбора проб – емкость долива.
4-ая точка отбора проб – устье скважины.
Билет №3
1. Жидкостное проявление. Понятие, особенности возникновения.
При жидкостном проявлении устьевое давление будет меньше пластового на величину противодавления флюида в скважине. Протекает гораздо медленнее, чем газовое.
2. Признаки позднего обнаружения ГНВП.
К поздним признакам ГНВП относятся:
— запах газа;
— кипение промывочной жидкости;
— падение плотности;
— увеличение содержания газа.
3. Назначение и типы плашечных превенторов.
Плашечные превентора и предназначены для герметизации скважины с целью предупреждения выброса, отрытого фонтанирования, как при наличии колонны труб, так и без нее. Позволяет загерметизировать устье скважины с помощью плашек. В каждом конкретном случае устанавливается необходимый размер плашек под конкретный диаметр труб, либо глухие. По способу управления делятся на механические и гидравлические.
По проходному отверстию стандарт предусматривает диаметры: 180, 230, 280, 350, 425, 510мм. По рабочему давлению: 140, 210, 350, 700 атм.
4. Действия вахты по сигналу «Выброс» при подъеме инструмента, с установленным на устье скважины плашечным превентором.
По сигналу «Выброс» спуск инструмента немедленно прекращается. Вахта начинает действовать согласно ПЛА. Открываются задвижки. Демонтировать мех. ключ, снять клиновой захват, опустить вставку в конусное отверстие основания КГОМ-2 до полной разгрузки элеватора и фиксируют вставку выдвижными ползунами, вращая боковые винты. Закрыть плашки превентора и затрубные задвижки, шаровой кран вставки. Сообщить диспетчеру. Дальнейшие работы вести по особому плану.
5. Газоанализатор « Анкат 7631». Назначение, устройство.
Газоанализатор (ГА) предназначен для определения в воздухе концентрации сероводорода и выдачи аварийной сигнализации при превышении ПДК.
ГА является одноканальным,носимым прбором непрерывного действия с диффузионным способом отбора пробы.
Конструктивно ГА состоит из: блока аккумуляторов, расположенного под крышкой;
платы измерительной; электрохимической ячейки: платы индикации. На передней панели ГА расположен индикатор(светодиод) красного цвета. В верхней части передней панели расположен цифровой жидкокристаллический индикатор. На боковой панели ГА расположены – кнопка включения(красная), кнопки управления(белые) в т. ч. для выключения; кнопка сервисного режима(синяя).
1. Причины снижения противодавления на пласт.
— использование бурового раствора или жидкости глушения с заниженной плотностью, чем предусмотрено в проекте;
— снижение гидростатического давления столба раствора из-за падения уровня в скважине в результате поглощения;
— снижение гидростатического давления столба раствора из-за недолива скважины при подъеме колонны труб;
— снижение плотности бурового раствора при его химической обработке;
— снижение гидростатического давления столба раствора из-за перетоков, обусловленных разностью плотностей раствора в трубном и затрубном пространствах;
— уменьшение забойного давления при установке жидкостных ванн с низкой плотностью раствора при ликвидации прихватов;
— снижение забойного давления в результате эффектов поршневания при подъеме колонны труб с сальником, завышенных скоростях подъема труб, росте структурно-механических и геологических параметров бурового раствора;
— разгазирование раствора в призабойной части вследствие длительных простоев скважины без промывок;
— разрушение обратных клапанов бурильных и обсадных колонн в процессе их спуска;
— нарушение целостности обсадных или бурильных колонн при их спуске в скважину без заполнения их промывочной жидкостью;
— некачественное крепление технических колонн, перекрывающих нефтегазоводонасыщенные напорные горизонты.
2. Жидкости, применяемые для глушения скважин.
Жидкости, применяемые при ремонтных работах для промывки и глушения скважин, должны обеспечивать:
— минимальное проникновение фильтрата и самой жидкости в призабойную зону пласта;
— предотвращение образования стойко водонефтяной эмульсии и набухания глин;
— легкость извлечения из призабойной зоны фильтрата твердой фазы промывочной жидкости;
— предотвращение образования осадков, снижающих проницаемость пористой фазы.
Указанным требованиям частично или полностью отвечают специально обработанные глинистые растворы, растворы на углеводородной основе, водные растворы хлористого кальция, натрия, пены, газообразные агенты.
Глинистые растворы при КПРС применяются редко, т.к. для их применения и поддержания стабильности необходимо иметь специальное оборудование, специальные хим. реагенты.
Растворы на нефтяной основе наиболее приемлемы при КПРС, но имеют ряд существенных недостатков:
Тема 3. Поведение газа в скважине.
Как известно, газ может находиться в скважине:
n в растворенном состоянии;
n в виде пузырьков, находящихся в покое относительно жидкости ( т.е. не всплывает самостоятельно ). Размер этих пузырьков равен :
— для жидкости, находящейся в покое ;
— для движущейся жидкости.
t0— динамическое напряжение сдвига ;
n виде пузырьков, размер которых значительно мал относительно общего объема жидкости ( пузырьковый режим);
n в виде пузырей, диаметр которых соизмерим с диаметром трубы ( снарядный режим всплытия ) ;
n кольцевой режим, где газ занимает все сечение затрубного пространства, что характерно для выброса и фонтана.
Первые три положения сильной опасности не представляют, так как забойное давление снижается незначительно.
Если предполагать, что в скважину поступила компактная пачка газа ( например при подъеме инструмента ), то для идеальных условий при всплытии этого газа в закрытой скважине давление на забое почти удвоится. Так как в идеальных условиях объем газа не изменится ( в закрытой скважине ), то согласно закону Бойля-Мариотта
 |
 |
для идеального газа, давление тоже не меняется ( рис.1 )
На некоторой глубине произойдет выброс раствора, что приведет к резкому снижению забойного давления. Забойное давление в процессе подъема газа в скважине с открытым устьем, может оказаться ниже пластового, что неизбежно приведет к работе пласта и возможно к фонтану ( рис.2 )
  |
Изменение объема газовой пачки и забойного давления при открытом устье скважины.
Как видно из выше изложенного, неконтролируемое всплытие газа в скважине может привести к катастрофическим последствиям.
Скорость всплытия газа зависит от режима всплытия. Так для пузырькового режима скорость всплытия колеблется от 300 до 350 м/час, а для снарядного от 600 до 900 м/час.
 |
Скорость подъема газа при промывке можно ориентировочно найти по формуле
Тема 4. Причины возникновения ГНВП
. Основными причинами возникновения газонефтеводопроявлений при ремонте скважин являются:
· Недостаточная плотность раствора вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин.
· Недолив скважины при спуско-подъемных операциях.
· Поглощение жидкости, находящейся в скважине.
· Глушение скважины перед началом работ неполным объемом.
· Уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта.
· Нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.
· Длительные простои скважины без промывки.
· Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивают опасность возникновения газонефтеводопроявлений, даже если пластовое давление ниже гидростатического.
Повышенная опасность объясняется следующими свойствами газа:
· Способностью газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки.
· Способностью газовых пачек к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины.
· Способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине, сохраняя первоначальное (пластовое) давление.
Как обеспечить безопасность при добыче нефти
Добыча нефти — процесс, в котором человек противостоит колоссальным силам природы. Нефтяникам приходится иметь дело с огромными давлениями, высокими температурами, проникать на большие глубины в толщу земной коры, поднимать на поверхность гигантские объемы горючих взрывоопасных веществ. Для этого используется очень мощное и массивное оборудование. Судите сами: масса колонны буровых труб может превышать 100 тонн, а давление жидкости при гидроразрыве нефтяного пласта — 600 атмосфер. К счастью, люди научились добывать нефть безопасно. Этому способствуют и развитие технологий добычи нефти, и современные подходы к организации производства
Безопасная скважина
Какую скважину можно считать безопасной? Очевидно, ту, строительство и эксплуатация которой не приведут к загрязнению водоносных горизонтов и почв, травмам людей и повреждению оборудования. Основа будущей безопасности скважины для добычи нефти закладывается во время ее проектирования. Для этого геологи и геомеханики проводят большую предварительную работу, изучая горно-геологические условия на пути бурения: выясняют расположение и состав пород различных пластов, в том числе водоносных, рассчитывают направление внутренних напряжений, определяют наиболее нестабильные промежутки. Современные информационные технологии — разнообразные программы компьютерного моделирования — заметно повышают точность этих расчетов. Главная задача на этом этапе — подобрать такую конструкцию скважины, которая будет соответствовать всем геологическим особенностям на ее пути.
По единым правилам
В разработке любого нефтяного месторождения помимо самой нефтедобывающей компании задействовано еще немало других организаций. Они бурят и ремонтируют скважины, проводят гидроразрыв пласта, осуществляют различные исследования скважин, занимаются строительством и многим другим. В «Газпром нефти» существует стратегия «Ступени», задача которой — совершенствовать взаимодействие с подрядчиками в сфере производственной безопасности. Стратегия включает 7 ступеней, которые охватывают все этапы взаимодействия — от проведения тендера до выполнения работ и подведения итогов. В соответствии со стратегией подрядчик должен познакомиться с требованиями по безопасности, действующими в «Газпром нефти», обеспечить контроль за их соблюдением, провести оценку рисков, организовать обучение сотрудников. Заказчик, в свою очередь, снабжает подрядчика всей требуемой информацией и проводит необходимые проверки. Такой системный подход позволяет наладить успешную совместную работу с подрядчиками по предотвращению происшествий.
Буровой раствор правильно подобранной плотности не только борется с нежелательными выбросами, но и удерживает стенки ствола скважины от обрушений, которые могут вызвать прихват бурильного инструмента (он начинает застревать или хуже вращаться). Эта аварийная ситуация способна привести к поломкам оборудования и создать угрозу безопасности людей, работающих на буровой.
Чрезвычайные происшествия, связанные с фонтанированием углеводородов, сегодня происходят очень редко. Однако на случай, если ситуация все-таки выйдет из-под контроля, существуют специальные военизированные аварийно-спасательные формирования. Они располагаются во всех нефтедобывающих регионах, всегда готовы прибыть на место и приступить к ликвидации последствий аварии.
Технологии безопасности
Важная задача при строительстве скважины — обезопасить пресноводные горизонты с питьевой водой, расположенные на небольшой глубине, от попадания в них из нижележащих пластов различных соляных растворов, нефти и других веществ. Чтобы избежать таких перетоков, в конструкции любой скважины предусмотрен кондуктор — колонна обсадных труб, надежно защищающая грунтовые воды от загрязнения. Глубина, до которой может доходить кондуктор, зависит от геологии каждого конкретного участка и может составлять от 100 до 600 метров.
Пространство между обсадными трубами и стенкой скважины заполняют цементным раствором, который застывает и надежно блокирует любой переток. Чтобы цемент равномерно заполнил пространство, на обсадные трубы надевают центраторы — муфты, располагающие их точно посередине скважины.
Наверху скважины (в ее устье) устанавливают специальные устройства безопасности — превенторы. В случае если в скважине во время бурения происходит выброс нефти или газа, превенторы не позволяют им вырваться на поверхность. Обычно используют сочетание из нескольких превенторов разных типов. Универсальные превенторы имеют мощное резиновое кольцевое уплотнение, которое может обхватывать бурильные трубы разного диаметра. Плашечные превенторы способны сдерживать более высокое давление, но рассчитаны лишь на определенный диаметр труб. Некоторые превенторы способны перерезать бурильную колонну и наглухо блокировать скважину.
Главным же стражем скважины остается противовыбросовое оборудование. Это механический барьер в скважине — так называемые превенторы (см. врез), которые устанавливаются в верхней части скважины и надежно герметизируют ее, не давая жидкости вырваться наружу, плотно обхватывают бурильную колонну, а в некоторых случаях могут и вовсе ее отрезать от буровой вышки. Бурильный инструмент в результате остается внутри скважины, а доступ в нее полностью перекрывается. Использование таких устройств при бурении обязательно.
Сегодня все чаще для стимуляции притока в скважину углеводородов применяется гидроразрыв пласта (ГРП). В ходе него в скважину под большим давлением закачивают специальную жидкость с проппантом — гранулами, которые попадают в возникающие при этом трещины и не дают им сомкнуться. Чтобы вытеснить нефть из пласта, также используют различные химические составы. Правильное устройство скважины — залог того, что все эти вещества не попадут в почву и не разольются по поверхности. В современной скважине нефтеносный слой изолирован от вышележащих пластов, колонна-кондуктор надежно защищает водоносные горизонты, фонтанная арматура наверху также герметична, а любые вещества, попавшие в скважину, вымываются вместе с добываемой нефтью и в дальнейшем отделяются от нее на установке подготовки нефти.
Особые условия
Основные риски, которые существуют на любом месторождении и которые сегодня учитываются при разработке правил промышленной безопасности, — это утечки, аварийные разливы нефти, возгорания, травмы персонала, вызванные подвижными частями оборудования. Впрочем, есть еще и региональные особенности, добавляющие позиции к этому списку. Так, например, в оренбургской нефти высоко содержание сероводорода. Это токсичный и опасный для человека газ: его коварство в том, что при высоких концентрациях люди перестают ощущать его запах и могут получить серьезное отравление. Там, где возможен выброс сероводорода, работники обязательно носят с собой портативный газоанализатор, настроенный на выявление этого газа.
Для месторождений Ямала сероводород не характерен, но и там есть свои специфические особенности. Например, высокий газовый фактор — повышенное содержание попутного нефтяного газа (ПНГ) в добываемой нефти. Помимо большего риска взрывов и возгораний этим фактором обусловлены и дополнительные задачи по экологической безопасности: как непосредственное попадание метана в атмосферу, так и выбросы углекислого газа от сжигания ПНГ на факелах усиливают парниковый эффект, поэтому его эффективная утилизация — одна из важных задач, которую приходится решать нефтяным компаниям на таких месторождениях. В «Газпром нефти» разработана программа, цель которой — к 2020 году довести утилизацию ПНГ до 95%. Сегодня подобный уровень уже достигнут на большинстве зрелых месторождений компании, в том числе и на Ямале.
Добыча нефти на Крайнем Севере, имеет и другие региональные риски. Это и суровый климат, в котором приходится работать персоналу, а значит — дополнительные требования к спецодежде. Это и вечномерзлые грунты, которые необходимо учитывать при проектировании объектов инфраструктуры: все они должны быть подняты над землей, в противном случае вечная мерзлота начинает таять — твердый грунт поплывет, превратится в болото, а построенные на нем нефтепроводы и другие объекты разрушатся.
Глазами беспилотника
Любое месторождение, на котором идет добыча нефти — это большое количество трубопроводов, по которым нефть с отдельных скважин или кустовых площадок* доставляется на установку подготовки нефти. Так как месторождения порой занимают десятки квадратных километров, длина трубопроводов может быть значительной, а пролегают они в не самых легкодоступных местах. Кроме того, неочищенная нефть — довольно агрессивная среда, поэтому на таких трубопроводах может достаточно быстро развиваться коррозия, приводящая к утечкам и аварийным разливам. Если у магистральных нефтепроводов нормативный срок эксплуатации превышает 30 лет, а фактический может достигать 50, то промысловые трубопроводы разрушаются за
Также для выявления утечек сегодня используются беспилотные летательные аппараты. Беспилотник летит на определенной высоте над трубой и фиксирует возможные места утечек. Одним из главных показателей здесь является температура, ведь у добываемой нефти она выше, чем температура на поверхности. Беспилотник оборудован тепловизором, который фиксирует повышение температуры и отмечает координаты места. Кроме того, аппарат делает видеозапись, которую просматривает оператор. Все это позволяет быстро найти утечку и ликвидировать ее последствия, пока еще не нанесен значительный вред.
Для защиты труб от коррозии и любых механических повреждений применяют специальную изоляцию, которую наносят не только снаружи, но и внутри. Кроме того, используют ингибиторы коррозии — вещества, которые закачивают в трубу для образования защитной пленки на ее стенках.
Что касается возможных утечек нефти прямо на кустовой площадке, например в результате разгерметизации фонтанной арматуры, то на этот случай существует так называемый глиняный замок, который не позволит жидкости попасть в окружающую среду. Нефть будет скапливаться на кустовой площадке как в огромной ванне, пока добыча не будет остановлена.
* Кустовая площадка — ограниченная территория месторождения для размещения группы скважин, нефтегазодобывающего оборудования, служебных и бытовых помещений.
Вперед — к культуре безопасности
Современная техника достаточно совершенна, а правила и стандарты развиты и отработаны годами, для того чтобы практически полностью исключить риск аварий и происшествий на производстве. Важную роль играет и контроль со стороны разнообразных государственных структур, таких как Ростехнадзор, Государственная инспекция труда, Роспотребнадзор, Росприроднадзор. Но, хотя человек сделал все для того, чтобы нефтедобыча, как и любая другая отрасль промышленности, стала безопасной, именно человеческий фактор — то, с чем, как оказалось, совладать сложнее всего.
Причиной серьезных происшествий может стать пренебрежение самыми простыми правилами, самоуверенность, отсутствие знаний и умений, надежда на авось, невнимательность или просто привычка. Именно поэтому нефтяные компании сегодня уделяют большое внимание развитию культуры безопасности у своих сотрудников.
Средства индивидуальной защиты
Культура — это само собой разумеющиеся вещи. У каждого из нас есть представления о том, как правильно себя вести, что такое хорошо и что такое плохо. Вежливость, забота о ближних, элементарные нормы поведения в обществе — мы следуем им не потому, что нас заставляют, а потому, что считаем это правильным, испытываем в этом естественную потребность. Точно так же и с безопасностью: приверженность ей лежит в основе производственной культуры наиболее продвинутых в этой области предприятий.
Культура безопасности не только в том, чтобы самому соблюдать все правила и предписания, но и в том, чтобы не оставаться безучастным, когда их нарушает кто-то другой. Поэтому у сотрудников «Газпром нефти» есть право остановить проведение работ в том случае, если они заметили, что кто-то нарушает правила промышленной безопасности или существует какой-то фактор риска.
Пять шагов
Технологические риски просчитывают эксперты, применяя для этого достаточно сложные методики. Однако профессиональные риски на своем участке работ может и должен оценивать каждый сотрудник. Для этого существуют простые и доступные алгоритмы. В «Газпром нефти» разработана методика «Пять шагов», которой необходимо следовать, чтобы выполнить любую работу безопасно. Методика проста и доступна любому работнику. Суть ее состоит в том, что, прежде чем начать любую работу, нужно выполнить определенные действия: сделать паузу, продумать предстоящие в работе этапы, понять, есть ли у вас все для этого необходимое, определить существующие опасности и их возможные последствия, решить, как защитить от этих опасностей себя и других, что делать в экстренных случаях. Только после этого можно принимать решение о начале работ и, если чего-то все-таки не хватает, обратиться к руководителю. Методику «Пять шагов» также необходимо использовать каждый раз, когда условия работы меняются.