Прогнозирование последствий чрезвычайной ситуации на подводных переходах через р.Белая на магистральном нефтепроводе Калтасы-Уфа 2

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Уфимский государственный нефтяной технический университет

Предметная комиссия «Защита в чрезвычайных ситуациях»

                                   КУРСОВАЯ РАБОТА НА ТЕМУ:

 Прогнозирование последствий чрезвычайной ситуации на подводных переходах через р.Белая на магистральном нефтепроводе «Калтасы-Уфа 2»

Выполнил: студ. гр. БЧС-11-01                                          Э.Ф.Гильманова                                             

Проверил: преподаватель                                                   А.А. Петрикова

Уфа

2015

Реферат (Аннотация)

Содержание

Сокращения

Основные термины и определения

Введение

1 Чрезвычайные ситуации, характерные для данного объекта и их последствия. (Литературный обзор).

1.1    Сведения об известных авария

1.2    Идентификация опасностей объекта (производства, трубопроводного транспорта, резервуарного парка) Возможные источники ЧС

1.3    Анализ условий возникновения и развития ЧС. Выявление возможных причин возникновения и развития чрезвычайных ситуаций.

2. Описание объекта исследования (предприятия)

2.1    Общие сведения о промышленном объекте

2.2    Сведения о природно-климатических условиях в районе расположения объекта

2.3    Данные о персонале и проживающем вблизи населении

2.4    Характеристика опасного вещества

2.5    Принципиальная технологическая схема и краткое описание технологического процесса

2.6    Прогнозирование возможных чрезвычайных ситуаций

3.Оперативная часть. Мероприятия по защите в ЧС на объекте

3.1 Первоочередные действия при ЧС

3.1.2 Оповещение о чрезвычайной ситуации

3.1.3 Первоочередные мероприятия по обеспечению безопасности персонала и населения, оказание медицинской помощи (Эвакуация, СИЗ…)

3.1.4 Мониторинг обстановки и окружающей среды

3.1.5 Организация локализации и ликвидации ЧС

3.2 Алгоритм (последовательность) проведения операций по ЛЧС

3.2.1Тактика реагирования на ЧС и мероприятия по обеспечению жизнедеятельности людей, спасению материальных ценностей

3.2.2 Защита районов повышенной опасности, особо охраняемых природных территорий и объектов

3.2.3 Технологии ЛЧС(Н)

3.2.4 Меры безопасности при проведении работ по ЛЧС(Н)

3.2.5 Восстановительные мероприятия

Заключение

Список литературы

Приложения

1. Схема объекта

2. Характеристика опасных веществ

3. Схемы объекта с нанесением зон прогнозируемых ЧС и поражающих факторов  (радиусы пожара, взрыва и т.д.)

4. Методики применяемые в КР.

Список сокращений

ПП- подводный переход

МН- магистральный нефтепровод

ППМН- подводный переход магистрального нефтепровода

НУ- нефтяное управление

АСФ(Н): Аварийно-спасательные формирования для ликвидации чрезвычайных ситуаций, обусловленных разливами нефти и нефтепродуктов

ГУ МЧС России: Главное управление Министерства Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствии

ГПП: Главная понизительная подстанция

ЕДДС: Единая дежурно-диспетчерская служба

ИТР: Инженерно-технический работник

КЧС ПБ: Комиссия по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций и обеспечению пожарной безопасности

ЛАРН: Ликвидация аварийного разлива нефти

ЛРН: Ликвидация разливов нефти и нефтепродуктов

ЛЧС(Н): Ликвидация чрезвычайных ситуаций, обусловленных разливами нефти и нефтепродуктов

НАСФ: Нештатное аварийно-спасательное формирование

ООС: Охрана окружающей среды

ПДК: Предельно допустимая концентрация

ПЛРН: План по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов

ПЧ: Пожарная часть

РСЧС: Единая государственная система предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций

Ликвидация последствий разлива: Действия, обеспечивающие восстановление аварийного объекта и объектов жизнеобеспечения населения до рабочего состояния: восстановление окружающей природной среды до состояния, исключающего неблагоприятное воздействие на здоровье граждан, животный и растительный мир (О порядке организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации: постановление Правительства РФ от 15.04.2002 №240. ред. от 14.11.2014)

Ликвидация ЧС: Аварийно-спасательные и другие неотложные работы, проводимые при возникновении ЧС и направленные на спасение жизни и сохранения здоровья людей, снижение размеров ущерба окружающей природной среде и материальных потерь, а также на локализацию зон ЧС. прекращения действия характерных для них опасных факторов (О защите населения и территории от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера: ФЗ от 21.12.1994 № 68-ФЗ с изменениями на 14 октября 2014 года)

Локализация разлива: Действия, обеспечивающие предотвращение дальнейшего растекания нефтепродуктов по земле и/или водной поверхности (О порядке организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации: постановление Правительства РФ от 15.04.2002 № 240).

Окружающая среда (ОС): Совокупность компонентов природной среды, природных и прнро дно-антропогенных объектов, а также антропогенных объектов (Об охране окружающей среды: ФЗ от 10.01.2002 № 7-ФЗ). ред. от 24.11.2014

Опасный производственный объект: Объект, на котором используют, производят, перерабатывают, хранят или транспортируют радиоактивные, взрывопожароопасные. опасные химические и биологические вещества, создающие реальную угрозу возникновения источника чрезвычайной ситуации (ГОСТ Р 22.0.02-94. О промышленной безопасности опасных производственных объектов: ФЗ от 21.07.1997 № Иб-ФЗ. ред. от 02.07.2013)

Предотвращение чрезвычайных ситуации: Комплекс правовых, организационных, экономических, инженерно-технических, экологозащитных, санитарно-гигиенических,     санитарно-эпидемиологических     и     специальных мероприятии, направленных на организацию наблюдения и контроля над состоянием окружающей природной среды и потенциально опасных объектов, прогнозирования и профилактики возникновения источников чрезвычайной ситуации, а также на подготовку к чрезвычайным ситуациям (ГОСТ Р 22.0.02-94).

        Предупреждение чрезвычайных ситуаций (предупреждение ЧС): Комплекс мероприятий, проводимых заблаговременно и направленных на максимально возможное уменьшение риска возникновения чрезвычайных ситуаций, а также на сохранение здоровья людей, снижение размеров ущерба окружающей природной среде и материальных потерь в случае их возникновения (ГОСТ Р 22.0.02-94, ФЗ от 21.12.1994 № 68-ФЗ). ред. от 14.10.2014

         Промышленная безопасность опасных производственных объектов (далее - промышленная безопасность): Состояние защищенности жизненно важных интересов личности и общества от аварий на опасных производственных объектах и последствий указанных аварий (О промышленной безопасности опасных производственных объектов: ФЗ от 21.07.1997 № 116-ФЗ).

Чрезвычайная ситуация (ЧС): Обстановка на определенной территории или акватории, сложившаяся в результате аварии, опасного природного явления, катастрофы, стихийного или иного бедствия, которые могут повлечь или повлекли за собой человеческие жертвы, ущерб здоровью людей или окружающей природной среде, значительные материальные потерн и нарушение условий жизнедеятельности людей (ГОСТ Р 22.0.02-94, ФЗ от 21.12.1994 № 68-ФЗ).

Авария - разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных веществ (Федеральный закон Российской Федерации "О промышленной безопасности опасных производственных объектов").

 Авария на магистральном трубопроводе - авария на трассе трубопровода, связанная с выбросом и выливом под давлением опасных химических или пожаро- и взрывоопасных веществ, приводящая к возникновению техногенной чрезвычайной ситуации (ГОСТ Р 22.0.05-94).

Анализ риска или риск - анализ - процесс идентификации опасностей и оценки риска для отдельных лиц или групп населения, имущества или окружающей среды. Анализ риска заключается в использовании всей доступной информации для идентификации (выявления) опасностей и оценки риска аварии и связанных с ней ситуаций (РД 08-120-96).

Опасность - источник потенциального ущерба, вреда или ситуация с возможностью нанесения ущерба (РД 08-120-96).

Потеря нефти - количество нефти, равное разнице между объемом нефти, вытекшей из поврежденного трубопровода, и объемом нефти, собранной в результате работ по ликвидации аварий и ее последствий. Риск или степень риска - сочетание частоты (или вероятности) возникновения и последствий определенного опасного события. Понятие риска всегда включает два элемента: частота, с которой осуществляется опасное событие, и последствия этого события (РД 08-120-96).

Риск экологический - вероятность возникновения неблагоприятных для природной среды и человека последствий осуществления хозяйственной и иной деятельности. (Инструкция по экологическому обоснованию хозяйственной и иной деятельности, утвержденная Минприроды России 29.12.95.)

Оценка риска или оценка степени риска - процесс, используемый для определения степени риска анализируемой опасности для здоровья человека, имущества или окружающей среды. Оценка риска включает анализ частоты, анализ последствий и их сочетание. Ущерб - выражение в денежной форме результатов вредного воздействия аварий и их последствий.

Аварийно-спасательное формирование: Самостоятельная или входящая в состав аварийно-спасательной службы структура, предназначенная для проведения аварийно-спасательных работ основу которой составляют подразделения спасателей- оснащенные специальными техникой, оборудованием,   снаряжением,  инструментами и материалами (ГОСТ Р 22.0.02-94).

            Аварийный разлив нефтепродуктов  Сброс нефти и/или нефтепродуктов в водный объект, на земли или подземные воды, независимо от причин и обстоятельств, вызвавших такой сброс.

Источник чрезвычайной ситуации: Опасное природное явление, авария или опасное техногенное происшествие, широко распространенная инфекционная болезнь людей, сельскохозяйственных животных и растений, а также применение современных средств поражения, в результате чего произошла или может возникнуть ЧС (ГОСТ Р 22.0.02-94)

ВВЕДЕНИЕ

К подводным переходам магистральных нефтепроводов (ППМН) относятся участки линейной части нефтепровода с сооружениями, проходящие через водные преграды шириной 10 м и более по зеркалуводы в межень и глубиной свыше 1,5 м.

На сегодняшний день трубопроводный транспорт нефти является наиболее безопасным по сравнению с другими видами транспорта (железнодорожным, автомобильным). Но и в трубопроводном транспорте нефти (нефтепродуктов) не исключены аварийные ситуации, возникающие в результате действия различных факторов, отражающих особенности проектирования, строительства и эксплуатации трубопроводов в конкретных условиях окружающей природной и социальной среды.

В отличие от аварий на линейной части МН, аварии на подводных переходах через реки всегда сопряжены с большими экологическими последствиями, требуют привлечения значительных сил и средств, технической и организационной готовности оборудования, персонала. [1]

Основной задачей при оценке риска является определение частоты возникновения инициирующих и нежелательных событий, способных привести к аварии на рассматриваемом участке трассы например, разгерметизация нефтепровода. В дальнейшем этот показатель позволяет оценить такие важные параметры как экологический ущерб в результате возможной аварии.

Цель – обеспечение безопасности, прогнозирование чрезвычайной ситуации и разработка мероприятий по проведению аварийно- спасательных и других неотложных работ на участке магистрального нефтепровода Калтасы-Уфа 2 на подводном переходе через р. Белая.

На основании поставленной цели решены следующие задачи:

– анализ состояния проблемы прогнозирования, предотвращения и ликвидации последствий ЧС, вызванной аварией с разливом нефти,;

– анализ возможных ЧС на магистральном нефтепроводе и их развитие;

- исследование причин возможного возникновения аварии на подводном переходе через р. Белая на магистральном нефтепроводе Калтасы-Уфа 2.

        Объект исследования – магистральный нефтепровод «Калтасы-Уфа 2»  на участке подводного перехода через р. Белая.

стр., рисунков , таблиц , приложений , источников .

1 Характеристика объекта исследования и оценка риска

1.1 Состояние проблемы обеспечения безопасности населения и территории от чрезвычайных ситуаций, характерных для данного объекта и их последствий.

Согласно доступным статистическим данным, представленным Феде-
ральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору,
за период с 2005 г. по 2014 г. на магистральных нефтепроводах произошли 93 аварийные ситуации, из них 12 аварий произошли на подводных переходах
с загрязнением водных объектов.

Распределение числа аварийных ситуаций на МН (как на линейной части, так и на подводных переходах) по годам показано на рис. 1.

Рис.1. Распределение числа аварий на МН по годам

Исходя из известной общей протяженности МН (в расчете принималась
протяженность МН, равная 48500 км) и числа аварийных ситуаций определяется среднестатистическое удельное значение интенсивности возникновения аварий на линейной части. В среднем за последние 10 лет оно составило 0,19×10−3 аварий/км⋅год.

Доля аварий на подводных переходах с попаданием нефти в водный объект составляет 0,13 от общего числа аварий на линейной части МН. Таким образом, среднестатистическое удельное значение интенсивности возникновения аварий на ППМН равно 0,025×10−3 аварий/км⋅год. [2]

После рассмотрения основных причин возникновения аварий, было установлено, что главной из них является причина несанкционированных врезок (в т.ч. и террористических актов), которая за последние годы приобрела огромный масштаб. По данным Ростехнадзора увеличение врезок отмечается в Республике Дагестан, Чеченской Республике, на территории Самарской, Нижегородской, Саратовской областей, а также Ставропольского и Краснодарского краев. [2]

Предсказать вероятность возникновения аварий на МН (в т.ч. и ППМН)
по данной причине практически невозможно. Поэтому в ходе анализа также
были определены значения частоты разгерметизации трубопровода на участке
ППМН без учета аварий по причине несанкционированных врезок.

Одна из самых крупных аварий, произошедших в России за последние годы, является авария на участке нефтепроводе «Восточная Сибирь – Тихий Океан» компании «Транснефть» (Россия, 2009 г.). Нефтепровод «Восточная Сибирь − Тихий Океан» был введен в эксплуатацию в декабре 2009 года, а уже спустя 2 месяца на участке, проходящем в 30 км от города Ленска, произошла первая утечка нефти. На территории Ленского района было объявлено чрезвычайное положение. А вскоре после ликвидации последствий данной аварии, в феврале того же года, произошел прорыв нефтепровода в Приамурском крае. [3]

В ходе расследования по этому делу оказалось, что причиной аварии стало нарушение правил ведения работ − ковшом экскаватора был поврежден трубопровод, что привело к его механическому повреждению и затем к разливу нефти. В Ленском районе Республики Саха 196 человек, принимавшие участие в ликвидации аварии, очистили 20 000 кв м загрязненной территории. [3]

Еще одна крупная авария произошла в 5 декабря 2014 году  на нефтепроводе Ашкелон – Эйлат (Израиль). Из разорванной трубы в пустыню Арава вылилось 21 900 баррелей нефти. Экологи отметили, что это самая крупная авария за всю историю Израиля. Расследование показало, что утечка нефти стала следствием неосторожности при проведении ремонтных работ, во время которых и был поврежден трубопровод. Экономический ущерб государства из-за прорыва нефтепровода составил $7,6 млн. В результате аварии сильно пострадали природоохранные зоны, находящиеся в области загрязнения. Например, заповедник Эврона, где живут олени и растут редкие виды растений. Проведенные измерения показали, что в воздухе на территории заповедника содержится повышенное содержание токсичного вещества бензола. Кроме того, из-за отравления ядовитыми парами были госпитализированы более 80 человек, оказавшихся на месте происшествия. По мнению ученых, потребуются годы, чтобы восстановить окружающую среду загрязненного района. Однако, возможно, что полностью очистить территорию не удастся.[3]

1.2.         Идентификация опасностей объекта (производства, трубопроводного транспорта, резервуарного парка) Возможные источники ЧС

Основной причиной возникновения аварийных ситуаций на участках

ППМН являются несанкционированные врезки (в т.ч. террористические акты).

Данную причину можно отнести к группе факторов «Внешние антропогенные

воздействия». Также к этой группе относятся аварии, вызванные повреждениями в результате непродуманных действий третьих лиц вблизи расположения трубопровода, например, сброс якоря в охранной зоне трубопровода. Доля таких аварий по статистическим данным составляет третью часть от общего количества аварий на ППМН (33 %). [2]

Также к наиболее значимым причинам аварийных ситуаций можно отнести аварии на ППМН по причинам коррозионного разрушения металла труб вследствие взаимодействия с внешней (агрессивной, коррозионной) средой. На участках ППМН более 80 % сооружений (трубопровод, запорная арматура и др.) работают в агрессивных средах. За последние 10 лет доля аварий по причинам коррозии составила 35 % от всех аварий на участках ППМН.

Рис.2 Группы факторов аварийности МН

Немалую роль в общей статистике отказов оказывают природные воздействия. Условия эксплуатации ППМН существенно отличаются от линейной части МН. На работу ППМН оказывают влияние следующие факторы:

переформирование русла и берегов реки в створах переходов, в результате чего размытые участки трубопровода подвергаются силовому воздействиюпотока, льда, опасности механического разрушения;

возникновение и развитие эрозионных зон вдоль прибрежной трассы перехода (растущие овраги, промоины);

мерзлота, пучение грунтов, паводки, ледовые заторы и др. [2]

Таблица 1. Среднестатистическая интенсивность аварийных отказов, авари

Среднестатистическая интенсивность аварийных отказов, аварий/км*год
Линейная часть МН	ППМН	ППМН без учета несанкционированных врезок
0,19*10-3	0,025*10-3	0,017*10-3

Последствиями воздействия перечисленных факторов могут быть размыв и всплытие трубопровода в реке, потеря устойчивости в результате разрушения системы закрепления трубопровода и колебаний в потоке, обнажение и подмыв трубопровода при разрушении берегоукрепительных конструкций и т.д.

Влияние факторов природного характера на аварийность участков ППМН выше, чем на линейной части МН, из-за особых условий строительства и эксплуатации ППМН. Таким образом, аварийность на ППМН по данным причинам может достигать 15 % от общего числа аварий, против 10 % на линейной части.[2]

Немало аварий происходит по причинам возможного брака строительно-монтажных и ремонтных работ при недостаточном контроле − группа факторов «Качество строительно-монтажных работ». К этой группе можно отнести причины, связанные с внешним механическим воздействием, включающим силовое воздействие механических средств при ведении землеройных работ в охранных зонах трубопроводов. Из анализа статистических данных по аварийности на участках ППМН доля аварий по таким причинам составляет 8%. Количество аварий по данным причинам может быть снижено в случае применения метода внутритрубной диагностики при приемке трубопроводов до ввода в эксплуатацию для обеспечения надежности и выявления скрытых дефектов и брака СМР.[2]

Также на надежность работы ППМН влияет качество применяемых материалов трубная продукция и фасонные, запорные изделия − группа факторов «Качество производства труб». В силу условий эксплуатации участков ППМН к ним применяются более жесткие требования по выбору используемых материалов, например, более высокий класс прочности труб, большая толщина стенки труб, по сравнению с используемыми трубами на линейной части МН. Количество аварий на участках ППМН по причинам брака оборудования и материалов по вине завода-изготовителя не превышает 5 %.

Также как и при осуществлении любой другой деятельности, не исключены ошибки эксплуатации, нарушения требований промышленной безопасности обслуживающим персоналом. Аварии по этим причинам отражены в группе факторов «Эксплуатационные факторы», учитывающей влияние подготовки и слаженности работы персонала, выполнение инструкций, качество средств связи между персоналом и диспетчером и т.д. на возможность возникновения отказов в процессе эксплуатации ППМН. Доля аварий по этим причинам составляет до 4 %.

Согласно «Методическому руководству по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах» существуют еще две группы факторов «Конструктивно-технологические факторы» и «Дефекты тела трубы и сварных швов». Оценка данных двух групп факторов возможна только для трубопроводов, эксплуатируемых на протяжении нескольких лет. Поэтому спрогнозировать, а затем оценить факторы влияния на стадии проектирования участка ППМН достаточно проблематично. Таким образом, можно допустить, что факторы влияния этих групп уже учтены в группах, описанных ранее (к примеру: количество дефектов на участке ППМН зависит от коррозионной среды, природных воздействий, качества СМР, что отражено в соответствующих группах). [2]

Таблица 2

Обозначение и наименование группы факторов	Вклад группы в аварийность на линейной части МН [1], %	Вклад группы в аварийность на участках ППМН, %
Гр1 ГГр2 Гр3 Гр4 ГГр5 Гр6 Гр7 Гр8	Внешние антропогенные воздействия Коррозия Качество производства труб Качество строительно-монтажных работ Конструктивно-технологические факторы Природные воздействия Эксплуатационные факторы Дефекты тела трубы и сварных швов	20 10 5 10 10 10 5 30	33 35 5 8 - 15 7 -

Анализ групп факторов, влияющих на частоту возникновения аварий на вновь проектируемых участках ППМН, представлен в табл. 2.

Далее расчет интегрального коэффициента влияния (Квл) для участка ППМН производится согласно методическому руководству [1] с использова нием соответствующих коэффициентов из табл. 2. В итоге, полученные значения подставляются в формулу 1 для дальнейшего определения частоты возникновения аварий на участке ППМН.[2]

Выявление основных причин возникновения аварий на участках ППМН позволило провести анализ существующих факторов влияния для расчета интегрального коэффициента влияния, выявить и оценить только те факторы, которые оказывают непосредственное влияния на аварийность ППМН.

Таким образом, процедура расчета интегрального коэффициента влияния для ППМН, а следовательно, и частоты разгерметизации трубопровода, стала более конкретной для участков подводных переходов. Полученные результаты позволяют более корректно проводить анализ риска для участков подводных переходов магистральных трубопроводов. [2]

1.3. Анализ условий возникновения и развития ЧС. Выявление возможных причин возникновения и развития чрезвычайных ситуаций.

В таблице  2  на основании проверок Ростехнадзора статистических данных аварийности магистральных нефтепроводов выделено 8 групп факторов и возможных причин, способствующих возникновению и развитию аварийных ситуаций на подводных переходах магистрального нефтепровода.

Таблица 3. Перечень основных факторов и возможных причин, способствующих возникновению аварийных ситуаций на подводных переходах магистрального нефтепровода

Факторы, способствующие возникновению и развитию аварийных ситуаций	Возможные причины аварийных ситуаций
1.     Конструктивно-технические факторы	Нет данных
2.     Качество производства работы	В силу условий эксплуатации участков ППМН к ним применяются более жесткие требования по выбору используемых материалов, например, более высокий класс прочности труб, большая толщина стенки труб, по сравнению с используемыми трубами на линейной части МН. Количество аварий на участках ППМН по причинам брака оборудования и материалов по вине завода изготовителя не превышает 5 %.
3.     Внешние антропогенные воздействия	-основной причиной возникновения аварийных ситуаций на участках ППМН являются несанкционированные врезки (в т.ч. террористические акты). - аварии, вызванные повреждениями в результате непродуманных действий третьих лиц вблизи расположения трубопровода, например, сброс якоря в охранной зоне трубопровода.
4.     Качество строительно-монтажных работ	Возникает в следствии механического воздействия, включающим силовое воздействие механических средств при ведении землеройных работ в охранных зонах трубопроводов. Количество аварий по данным причинам может быть снижено в случае применения метода внутритрубной диагностики при приемке трубопроводов до ввода в эксплуатацию для обеспечения надежности и выявления скрытых дефектов и брака.
5.     Дефекты трубы и сварных швов
6.     Природные воздействия	-переформирование русла и берегов реки в створах переходов, в результате чего размытые участки трубопровода подвергаются силовому воздействию потока, льда, опасности механического разрушения;  -возникновение и развитие эрозионных зон вдоль прибрежной трассы перехода (растущие овраги, промоины); -мерзлота, пучение грунтов, паводки, ледовые заторы и др.
7.     Коррозия	аварии на ППМН по причинам коррозионного разрушения металла труб вследствие взаимодействия с внешней (агрессивной, коррозионной) средой
8.     Эксплуатационные факторы	ошибки эксплуатации, нарушения требований промышленной безопасности обслуживающим персоналом.

 Таблица 4. Виды аварий и повреждений и причины, сопутствующие этим ситуациям.

Виды аварий и повреждений

Рис 3. Дерево отказов для аварий на ППМН

2.        Описание объекта исследования

2.1. Общие сведения о промышленном объекте

ЛПДС Калтасы в данное время перекачивает нефть по двум направлениям, Калтасы – Уфа-2 и Калтасы – Языково – Салават, а также принимает с нефтепровода Чернушка – Калтасы и промыслов: НГДУ «ЮжАрланнефть», НГДУ «Арланнефть» и НГДУ «Кранохолмскнефть».

Объем резервуарного парка 120 тыс.м3, состоящий из 12 резервуаров типа ЖБР-10000. На станции находятся две насосных, насосная №1 перекачивает на Уфу, а насосная №2 – на Салават. [4]

Участок подводного перехода МН Калтасы - Уфа-2 находится в Илишевском районе Республики Башкортостан на землях СПК «Агидель», в 1 км ниже западной окраины д. Андреевка, в 2 км ниже водомерного поста Гидрометслужбы на реке Белая в районе д. Андреевка. Был введен в эксплуатацию в 1967 году

На левом берегу подъезд возможен с северной окраины д. Андреевка по грунтовой дороге протяженностью около 1-1,5 км. В поселке имеется грузовой причал, на котором производят разгрузку щебня. [4]

На правом берегу подъезд к участку работ можно осуществить по асфальтированной автодороге «Редькино - Янгузнарат». Не доезжая 1 км до поселка Ст. Каинлык подъезд возможен по дамбе, протяженностью 6 км, далее 3 км по грунтовой дороге. В районе деревни Янгузнарат находится съезд с асфальтированной дороги на дамбу, протяженностью 2 км, далее 2-2,5 км по грунтовой дороге.

В 4,5 км западнее перехода, в поселке Новомедведево имеется пристань. На левом берегу, в районе СПК «Агидель» находится карьер с ПГС.

Нефтепровод пересекает следующие железные дороги : Уфа-Куйбышев, Уфа-Ульяновск, на комбинате №18 две железные дороги, 17 раз пересекает автомобильные дороги. Магистральная линия связи, от 109 до 323 км, воздушная на железо-бетонных опорах, пересечение железных дорог выполнено  кабельными вставками а от 0 до 109 км трассы оставлена существующая линия связи. [4]

Рисунок 3- Схема прохождения нефтепроводов

Трубопровод диаметром DН=720 мм. Трубы 2 группы прочности из стали 17Г1С. На участках, где рабочее давление превышает допустимое значение, проложены трубы 4-й группы прочности из стали 14ХГС. Характеристика труб и металла, из которых они изготовлены, представлены в таблице 4

Таблица 4. Характеристика труб и металла

Тип труб	Характеристика труб	Характеристика металла труб
Группа прочности	Марка стали	DH, мм	S вр, МПа	Sт, МПа
Экспандированные	2	17Г1С	720	520	360
Экспандированные	4	14ХГС	720	520	400

Таблица 5. Основные параметры подводного перехода через р.Белая

№	Параметры подводного перехода	Ед. изм	р. Белая
1	Буровая установка		FМBК-260/400
2	Диаметр трубопровода	Мм	720
3	Толщина трубопровода	Мм	16
4	Угол входа	Град	9° 00"
5	Угол выхода	Град	7° 00"
6	Протяженность участок	М	188,60

МН Калтасы-Уфа была введена в эксплуатацию в 1967 году. Имеет на своем пути 4 водные преграды: пруд Аргыш, пруд Ашаиш, р.Белая и р. База. Пропускная способность составляет 7 000 000 т/год. (7000000/365=19178т/сут).  Протяженность трубопроводного перехода через р.Белая по кривой линии составляет 400 м.Скорость течения реки на этом участке составляет 0,5 м/с. Объем перекачки нефти составляет 15,2 млн т/год. [4]

2.2.         Сведения о природно-климатических условиях в районе расположения объекта

Участок подводного перехода МН Калтасы - Уфа-П находится в Илишевском районе Республики Башкортостан на землях СПК «Агидель», в 1 км ниже западной окраины д. Андреевка, в 2 км ниже водомерного поста Гидрометслужбы на реке Белая в районе д. Андреевка. [5]

Средняя годовая температура воздуха в районе строительства перехода составляет 2,6 ° С.

Самым холодным месяцем в году является январь со среднемесячной температурой воздуха минус 14,2 ^оС, самым теплым -- июль со среднемесячной температурой воздуха плюс 19,0 ^оС. Абсолютный минимум температуры воздуха наблюдается в январе и составляет минус 45° С. Абсолютный максимум плюс 39° С наблюдается в июле.

Понижение температуры осенью происходит медленнее, чем повышение ее весной. Переход среднесуточной температуры воздуха через 0^оС осенью происходит в среднем в конце октября. Устойчивые морозы наступают в среднем в середине ноября и прекращаются в начале третьей декады марта.

Средняя продолжительность устойчивых морозов 127 дней. Почти ежегодно в продолжение всей зимы наблюдаются оттепели.

Средняя продолжительность летне-осеннего периода с момента окончания весеннего половодья до первых ледовых образований -166 суток, зимнего периода -126 суток.

Годовой ход уровней воды р. Белой характеризуется высоким весенним половодьем с резким и значительным повышением уровней, летне-осенним периодом с дождевыми паводками и длительной устойчивой зимней меженью. Весенний подъем уровня начинается в конце марта, за 10 дней до вскрытия, вместе с началом интенсивного поступления в русло талых вод. Средняя дата начала половодья, за период с 1932 по 2001гг., 02.04, ранняя - 15.03.75г, поздняя -18.04.41г. Подъем уровня длится 25-30 дней и проходит со средней интенсивностью 0,2-0,7 м в сутки, наибольшей - 1,5 м/сут.(1987г.) Максимальные уровни наступают в конце апреля начале мая, продолжительность их стояния 1-3 суток.

Ширина реку вблизи д. Андреевка составляет 110-150 м.

Высший из максимальных уровней весеннего половодья по наблюдениям на водпосту у с. Андреевка наблюдался в 1947 г и составил 70,07 м, на участке работ 69,97 м. Низший из максимальных 62,29 м наблюдался 25.04.1935г., а на участке работ в этот период составил 69,19 м. Низший уровень из максимальных за период эксплуатации Нижнекамской ГЭС 1979-2002гг. составил 66,00 м (1984г.) на участке работ. Наиболее высоким за последние годы было половодье 1979г. Его максимальный уровень на участке работ составил 69,10 м. Средняя продолжительность половодья - 84 дня, наибольшая - 117 дней (1979г), наименьшая 47 дней (1967г).

2.3.         Данные о персонале и проживающем вблизи населении

Количество обслуживающего персонала в ЛПДС Калтасы, обслуживающих МН «Калтасы-Уфа 2» составляет 80 чел., в том числе в ночное время 8 чел. Станция охраняется командой службы пожарной охраны штатной численностью 15 чел. В боевом расчете находится автомобиль АЦ-6/6-60(55571), в резерве - АЦ-100(4320), АЦ 40-(130)63Б. Количество личного состава пожарной команды ЛПДС "Калтасы" в расчете составляет 3 чел. (начальник караула, пожарный, водитель пожарного автомобиля).[5]

Участок подводного перехода МН Калтасы - Уфа-2 находится в Илишевском районе Республики Башкортостан на землях СПК «Агидель», в 1 км ниже западной окраины д. Андреевка, в 2 км ниже водомерного поста Гидрометслужбы на реке Белая в районе д. Андреевка.

В деревне Андреевка проживает 918 человек. [5]

2.4.         Характеристика нефти эксплуатируемого на участке ППМН

Характерным для нефтей терригенных отложений нижнего карбона Арланского месторождения является низкий газовый фактор 13 - 18 м3/т, некоторые пробы нефти имеют газовый фактор от 12,0 до 20,3 м3/т и высокое содержание азота, которое объясняет высокое значение давления насыщения при общей низкой газонасыщенности. [7]

Исследования поверхностных нефтей показали, что нефти терригенных отложений нижнего карбона тяжелые, вязкие.

По химическому составу нефти высокосернистые, высокосмолистые, парафинистые. Содержание серы 2 - 4 %, парафина 3 - 4.5 %, смол 14.2 - 20.0 %, асфальтенов 4.2 - 8.9 %.

Пластовые воды терригенной толщи нижнего карбона относятся к хлоридно-кальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппы. В солевом составе вод преобладают хлориды натрия и калия, образующие первую соленость. Воды замкнутых участков как по пласту СII, так и по пласту СVI, а также связанные воды являются рассолами, из которых может образоваться твердый осадок. [6]

Законтурные воды на Арланской и Ново-Хазинской площадях отличаются лишь по средним значениям плотности и очень близки по своим основным гидрохимическим показателям.

Таблица 5.

Физические параметры пластовых нефтей

Пласт	Плотность	Вязкость, мПа.с	Газосодержание, м3/т	Объемный коэффициент, доли ед.
При Рпл	При Рнас	При Рпл	При Рнас
К2в+н	0,861	0,855	7,04	5,53	12,9	1,032
К4	0,861	0,854	13,95	11,34	13,5	1,039
В3	0,869	0,862	12,1	9,9	14,5	1,02
СII	0,879	0,870	22,08	16,22	16,48	1,038
CIV	0,884	0,878	32,76	28,45	16,85	1,035
CVI	0,912	-	107,2	76,28	6,2	1,011
ДIв	0,878	0,864	22,61	11,93	7,9	1,036

Подошвенные воды имеют некоторое различие на отдельных площадях, но в общем близки между собой.

Резко отличаются по характеристике воды, отобранные в пределах замкнутых участков внутри залежи (застойные воды) СVI Ново-Хазинской площади. По сравнению с водами законтурными, подошвенными и даже водами замкнутых участков Арланской площади они характеризуются повышенными значениями плотности, минерализации, содержанием сульфат-ионов.

Попутные газы Арланского месторождения - жирные, содержат в своем составе бензиновые фракции. [13]

В углеводородной части газа преобладающими являются этан и пропан для Вятской и Николо-Березовской площадей; метан и пропан для Арланской и Ново-Хазинской площадей. Характерным для Арланского месторождения является высокое содержание азота в попутном газе.

Наряду с обычным исследованием состава газа, газ исследовался на содержание редких компонентов: гелия и аргона.

Содержание газа в водах терригенной толщи составляет 190 - 250 см3/л. В составе газов концентрация азота 84 - 90 %, метана 6 - 12 %, этана 2.4 - 2.5 %, тяжелых углеводородов 2.5 - 2.7 %, углекислого газа 0.3 - 1.5 %. [13]

2.6 Прогнозирование возможных чрезвычайных ситуаций

Прогнозирование частоты аварий проводится на основе статистических данных. В разделе 1 приведена статистика ЧС на подводных переходах магистрального нефтепровода и причин их возникновения. Аварийные ситуации, связанные с авариями на ППМН, как правило, влекут за собой значительные потери среди людей, разрушения технологического оборудования, а также значительный материальный ущерб. [13]

Учитывая все особенности климата и местности, по которой проходит МН «Калтасы-Уфа 2», а именно на участке ПП через р.Белая выявлены и представлены в таблице возможные сценарии развития ЧС при аварии на ППМН.

Таблица 6  – Сценарии развития

Для оценки вероятности (частоты) возникновения аварийных ситуаций, реализации выявленных сценариев их дальнейшего развития, был применен вероятност­ный подход с использованием метода анализа «дерева отказов и событий».

На подводном переходе магистрального нефтепровода «Калтасы-Уфа 2» за годы эксплуатации не было допущено ни одной аварии , ни одного смертельного случая в результате аварии, и статистические данные по производству, необходимые для расчета вероятностных параметров, практически отсутствуют. Поэтому оценка проведена по обобщенным среднестатистическим данным частот отказов технологического трубопровода по данным ближайших аналогов оборудования из литературы.

Рис. 4 Дерево событий для аварий на ППМН

Прогнозирование объёмов разливов нефти выполнено в соответствии с требованиями, установленными Постановлением Правительства РФ № 613 от 21.08.2000 г. «О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов» (в редакции от 15.04.2002 г.):

-                       разгерметизация резервуара – объем наибольшего резервуара;

-                       трубопровод при порыве – 25% максимального объема прокачки в течение 6 часов и объем нефти между запорными задвижками на поврежденном участке трубопровода;

-                       трубопровод при проколе – 2% максимального объема прокачки в течение 14 дней;

 1. При порыве из расчета 25% максимального объема прокачки в течение 6 часов и объем нефти на поврежденном участке трубопровода рассчитывался по формуле:

-       M_∑ = М_н + Мн_пор,=7719,7+1198,6=8918,3 т

-       где

-       М_∑ - масса разлившейся нефти, т;

М_н - масса нефти между задвижками определяется по формуле:

-       М_н = π х D² х L / 4=3,14*0,72²*18970/4=7719,7 т

-       где

-       D - диаметр трубопровода, м (0,72 м)[13];

-       L - длина участка между задвижками, м.(189,7км)

Мн_пор - масса нефти, вытекающей из отверстия «порыв», определяется по формуле:

-       Мн_пор = Г_загр х 6 х 0,25 /24=19178*6*0,25/24=1198,6 т

где

-       Г_загр - суточный объем прокачки, т/сут (7000000 т/год – 19178/сут)[13].

Наш разлив нефти имеет федеральное значение - более 5000 тонн, такой разлив ликвидируются силами и средствами нескольких пунктов ОАО МН, оснащенных средствами ЛАРН с привлечением сил и средств соседних ОАО МН.

2. При проколе из расчета 2% максимального объема прокачки в течение 14 дней рассчитывался по формуле:

Мн_прок= Г_загр х 14 х 0,02=19178*14*0,02=5369,8 т

На размеры площади разлива нефти на суходолье и направление движения нефтяного пятна влияют:

-                       время года в момент разлива;

-                       объём разлитой нефти;

-                       рельеф, подстилающая поверхность и грунты в месте разлива;

-                       возможность попадания разлитой нефти в водотоки и водоемы;

-                       наличие и расстояние защитных сооружений от распространения разлива;

-                       уровень обводнённости местности, где произошёл разлив;

-                       наличие растительности;

-                       метеорологические условия;

-                       время локализации разлива нефти.

Растекание нефти будет происходить в сторону естественного уклона местности, попадая в ямы, канавы дорог, дренажные каналы.

В случае растекания нефти по открытой местности площадь разлива определяется исходя из предположения, что в любой момент времени пролившаяся жидкость имеет форму плоской круглой лужи постоянной толщины.

Площадь разлива на нефти при свободном растекании, определяется по формулам:

        π ∙ D²

S = ¾¾¾ =265674*3,14/4=208554,3 м²

             4

где: S - площадь, м²;

D - диаметр пятна разлива (м), определяемый по формуле:

D = Ö 25,5 ∙ V= 515,4 м

где: V - объем разлившейся нефти, м³.                   

          M

V = ¾¾ =8918,3/0.856=10418,6 м³

         p_h

где: р_н - плотность нефти, т/м³ (0,856 т/м³)[13];

М - количество вылившейся нефти,

При проколе :

        π ∙ D²

S = ¾¾¾ =(3,14*399,9²)/4=125572,4 м²

             4

где: S - площадь, м²;

D - диаметр пятна разлива (м), определяемый по формуле:

D = Ö 25,5 ∙ V= 399,9 м

где: V - объем разлившейся нефти, м³.

          M

V = ¾¾ =5369,8/0,856=6273,1 м³

         p_h

где: р_н - плотность нефти, т/м³ (0,856 т/м³)[13];

М - количество вылившейся нефти, т.

3.1 Первоочередные действия при ЧС В этом разделе описывается оперативный план ликвидации возможных аварий на подводном переходе нефтепровода Калтасы-Уфа 2 через р. Калмашка 1 Получение диспетчером сигнала об аварии. 2 Оповещение об аварии 3 Остановка перекачки нефти МН Калтасы-Уфа 2 на участке «Калтасы-Чекмагуш». 4 Извещение диспетчера ОАО УСМН, руководства Арланского НУ и ЛПДС «Калтасы», НПС «Чекмагуш», диспетчера ЦРС и других органов согласно схеме оповещения. 5 Сбор ЛЭС «Чекмагуш», ЛЭС «Калтасы», ЦРС «Калтасы», сервисной группы СУПЛАВ. 6 Подготовка к транспортировке бонов типа «Уж», БПС – 160 УМ металлических бонов из труб, нефтесборщиков. Подготовка к выезду трейлера - тягача, бульдозеров, экскаваторов и другой спецтехники. 7 Прибытие УУД и УАВР ЦРС «Калтасы» на место развертывания боновых заграждений. 8 Прибытие ЛЭС «Чекмагуш», УОН ЦРС «Калтасы» на место аварии (ППМН, 60 км по р. Калмашка) с агрегатом ПНА-2 и двумя агрегатами УНБ 160×40. 9 Установка стационарного металлического бона в рабочее положение и развертывание бонов типа «Уж», расстановка нефтесборной и откачивающей техники, разработка котлованов 10 Прибытие сервисной группы СУПЛАВ на место аварии (ППМН, 60 км по р. Калмашка). Прибытие агрегата УНБ 160×40 и нефтесборщика АКН-V=10 м³ на место расстановки бонов. 11 Начало сбора нефти с поверхности воды нефтесборщиками с последующей закачкой в приготовленные амбары. 12 Врезка «холодным» способом задвижек Ду150 на правом берегу р. Калмашка в нефтепровод Калтасы-Уфа 2 для закачки воды и на левом берегу в нефтепровод Калтасы-Уфа 2 и нефтепровод Калтасы-Языково-Салават для откачки-закачки вытесняемой нефти. 13 Обвязка первого агрегата ПНА-2 на правом берегу вантузом Ду150 в нефтепровод Калтасы-Уфа 2 для закачки воды. Обвязка двух агрегатов ПНУ-2 на левом берегу с вантузами Ду150 в нефтепровод Калтасы-Уфа 2 и нефтепровод Калтасы-Языково-Салават для откачки-закачки вытесняемой нефти. Закачка воды в подводный переход нефтепровода Калтасы-Уфа 2 через вантуз Ду150 на правом берегу р. Белая и закачка вытесняемой нефти в нефтепровод Калтасы-Языково-Салават на левом берегу р. Калмашка. Объем закачиваемой нефти – V=420 м3 В соответствии с ГОСТ Р.22.005-94 ЧС – состояние, при котором в результате источника ЧС на объекте, определенной территории или акватории нарушаются нормальные условия жизни и деятельности людей, возникает угроза их жизни и здоровью, наносится ущерб имуществу населения, экономики и окружающей природной среде. Распределение обязанностей между должностными лицами, участвующими в ликвидации аварий, и порядок их действия регламентированы в «Инструкции по составлению планов ликвидации аварий», утвержденной Госгортехнадзором 28 ноября 1988 года. Ответственным руководителем работ по ликвидации аварий является главный инженер предприятия. Непосредственное руководство работами по тушению пожаров возложено на старшего начальника пожарной охраны, который должен выполнять задачи, поставленные ответственным руководителем работ по ликвидации аварий. Начальник объекта, в котором произошла авария, выполняет функции ответственного исполнителя работ по ликвидации аварий. Начальник смены, в которой произошла авария, лично или через ответственных подчиненных немедленно вызывает пожарную часть, а также извещает об аварии диспетчера предприятия. При сигнале об аварии (сирена, гудок, звонок, сигнализация) все работающие, кроме лиц, участвующих в ликвидации аварии, обязаны немедленно принять меры индивидуальной защиты и покинуть рабочее помещение, двигаясь согласно плану эвакуации.

3.1.2 Оповещение о чрезвычайной ситуации

Основными признаками аварии или аварийной утечки при их визуальном обнаружении являются: видимый выход нефти на поверхность трассы; изменение цвета (пожелтение) растительности; изменение цвета (потемнение) снежного покрова; появление радужной пленки на поверхности воды. Эти признаки могут быть обнаружены обходчиками при патрулировании трассы МН, обслуживающим персоналом при проведении работ в охранной зоне нефтепровода, а также посторонними лицами.

При получении информации об аварии на ПП МНПП, проходящем в одном техническом коридоре с другими коммуникациями, лицо, руководитель работ по ликвидации аварии (самостоятельно или через диспетчера ПО АО, АО), сообщает о случившемся организациям - владельцам этих коммуникаций по телефону согласно прилагаемому к ПЛА списку.

Диспетчер и организации-владельцы коммуникаций действуют согласно Плану ликвидации возможных аварий и Положению о взаимоотношениях.

При получении сообщения об аварии на ПП МНПП руководитель работ по ликвидации аварии, диспетчер или руководитель ПО АО, АО действуют в зависимости от тяжести аварии и возможных ее последствий.

При аварии с последствиями I-II категории руководитель работ по ликвидации аварии должен:

-   вызвать ответственных представителей владельцев коммуникаций на место аварии;

-   создать объединенный штаб по ликвидации последствий аварии с включением в него представителей владельцев коммуникаций;

-   запросить при необходимости от организаций-владельцев коммуникаций техническую помощь для участия в ликвидации аварии;

-   действовать в соответствии с согласованными ранее инструкциями, принимать меры, направленные на организацию устранения имеющейся опасности выхода из строя коммуникаций, проходящих в одном техническом коридоре;

-   составить, при необходимости, и согласовать план-график производства совместных работ по ликвидации последствий аварии;

-   организовать совместно с представителями организаций устранение последствий аварии;

-   организовать безопасные условия работ для работников, прикомандированных для оказания помощи, согласно существующим правилам;

-   оформлять в установленном порядке наряд-допуски, разрешения на выполнение огневых и газоопасных работ привлеченными организациями;

-   составить совместные акты о выполненных работах по устранению последствий аварии и причиненном ущербе владельцам сооружений технического коридора вследствие аварии.

Таблица 7

Организационная структура обнаружения и ликвидации аварий на ПП МНПП

3.1.3 Первоочередные мероприятия по обеспечению безопасности персонала и населения, оказание медицинской помощи (Эвакуация, СИЗ…)

Первоочередные мероприятия дежурной смены по обеспечению безопасности персонала следующие:

- перекрыть место утечки и немедленно приступить к локализации разлива;

- выставить посты безопасности на подступах к аварийной зоне;

- оказать доврачебную помощь возможным пострадавшим. Доврачебная помощь предусматривает: контроль за правильностью и целесообразностью наложения жгута при продолжающемся кровотечении: наложение и исправление не квалифицированно наложенных повязок; введение обезболивающих средств; организация немедленного вывоза пострадавших с использованием транспортных средств.

Медицинское обеспечение осуществляется силами близлежащих лечебных учреждений Илишевского района. В станциях для обслуживающего персонала предусмотрены медицинские аптечки с необходимым набором медикаментов и перевязочных материалов, а также средства индивидуальной защиты персонала.

3.1.4 Мониторинг обстановки и окружающей среды

Согласно постановлению Правительства РФ от 21.08.2000 №613, разливы нефти и нефтепродуктов классифицируются как чрезвычайные ситуации в зависимости от объема и площади разлива нефти и нефтепродуктов на местности. К категории регионального значения относится разлив от 1 000 до 5 000 тонн нефти и нефтепродуктов на территории объекта, либо разлив от 500 до 1 000 тонн нефти и нефтепродуктов, выходящих за пределы административной границы субъекта Российской Федерации.

Вне зависимости от придания в установленном порядке аварийному разливу нефти и нефтепродуктов статуса чрезвычайной ситуации, территориальные органы и специализированные морские инспекции МПР России осуществляют контроль за ликвидацией разлива и последствий его негативного воздействия на окружающую среду.

Для проведения лабораторных исследований и наблюдений за состоянием загрязнения атмосферного воздуха на границе санитарно- защитной зоны мониторинг обстановки и окружающей среды при возникновении ЧС, включающий в себя визуальный конроль и количественные измерения, выполняется оперативной группой эколого-аналитической Калтасинской лаборатории.

Федеральном законе от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды».

Проведение мониторинга окружающей среды в районе расположения магистрального нефтепровода «Калтасы-Уфа», является неотъемлемой частью мероприятий по предупреждению возникновения и развития аварийной ситуации, связанной с разливом нефти и нефтепродуктов.

Мониторинг обстановки и окружающей среды решает следующие задачи:

- организация и проведение наблюдения за количественными и качественными показателями (их совокупностью), характеризующими состояние окружающей природной среды;

- оценка состояния окружающей среды, своевременное выявление и прогноз развития негативных процессов, влияющих на состояние окружающей среды. Выработка рекомендаций по предотвращению вредных воздействий на нее;

- информационное обеспечение органов государственной власти, органов местного самоуправления, юридических и физических лиц по вопросам состояния окружающей среды в районе расположения магистрального нефтепровода «Сургут-Полоцк».

Мониторинг ЧС должен проводиться в двух направлениях:

- в повседневной деятельности (постоянный мониторинг). Основной задачей постоянного мониторинга является своевременное обнаружение загрязнений окружающей среды при возникновении ЧС, связанной с разливом нефти;

- в режиме ЧС, связанной с разливом нефти и нефтепродуктов.

Основными показателями мониторинга является содержание нефти и нефтепродуктов в средах и площадях загрязнения.

3.1.5 Организация локализации и ликвидации ЧС

Ликвидация аварии на ПП МНПП включает следующие этапы работ:

-   обнаружение места аварии;

-   подготовительные работы;

-   локализация и сбор разлившегося нефтепродукта и выполнение аварийно-восстановительных работ на ПП МНПП;

-   ликвидация последствий аварии.

При получении сигнала об аварии на ПП МНПП (по падению давления в трубопроводе, при обнаружении следов выхода продукта на поверхность водоема, реки и т.д.) диспетчер обслуживающий данный участок трубопровода должен выслать патрульную группу для контрольного осмотра подводного перехода, в данном случаи выезжает УУД и Уавр ЦРС «Калтасы», сервисной группы СУПЛАВ.

Патрульная группа, выезжающая на контрольный осмотр ПП МНПП обеспечена средствами индивидуальной защиты, сигнальными знаками для ограждения места разлива нефтепродукта, необходимым инструментом, инвентарем, материалами и средствами связи.

При обнаружении следов выхода нефтепродукта на поверхность патрульная группа должна:

-   немедленно сообщить о месте и характере выхода нефтепродукта начальнику ЛПДС Калтасы (диспетчеру);

-   по согласованию с диспетчером закрыть задвижки, отсекающие переход через реку на обоих берегах (если они не закрыты);

-   оградить место аварии знаками, запрещающими приближение людей и техники;

-   разведать подъезды к руслу реки, выбрать место для установки боновых заграждений;

-   сообщить диспетчеру или руководству ЛПДС уточненный маршрут к месту аварии;

-   действовать по прибытию аварийных бригад в их составе согласно плану ликвидации возможных аварий.

Диспетчер РДП Калтасы по согласованию с руководством ПО одно, временно с наземным контрольным осмотром места аварии патрульной службой, в течение 1 часа в рабочее время и не позднее 2-х часов в нерабочее время может организовать отправку вертолетов для доставки группы воздушного патрулирования. Патрульная группа оснащается также, как и наземная.

Обнаружение точного места дефекта на ПП МНПП при малых утечках может производиться с помощью течеискателей АЭТ-1 МСС, ТЭА-11 или другими приборами, а также визуально при водолазном обследовании.

Проведению АВР на ПП МНПП предшествуют подготовительные организационно-технические мероприятия и работы, предусмотренные РД 153-112-014-97 [1] и, кроме того, другие работы, обусловленные спецификой производства АВР на подводных переходах:

-   водолазное обследование зоны разработки грунта и очистка ее от топляков, деревьев, пней, кустарника, металлического лома и камней;

-   установка вех и светящихся буев для обозначения положения трассы ПП МНПП, места отвала грунта, расположенного вблизи судоходного фарватера (в зимнее время - колышками на льду);

-   прокладка по дну троса, служащего водолазу ориентиром (трос окрашивают в белый цвет).

Подготовка, организация и проведение водолазного обследования, а также конструкция снаряжения должны соответствовать требованиям РД 31.84.01-90.

Ремонт дефектного участка подводного перехода трубопровода

Конкретный способ ремонта дефектного участка ПП МНПП выбирается в зависимости от вида и месторасположения дефекта, ширины пересекаемой водной преграды, наличия резервной нитки и др. условий.

Ремонт дефектного участка в подводной части трубопровода включает следующие виды работ:

-   подводные земляные работы и ликвидация повреждения;

-   освобождение аварийного участка от нефтепродукта и промывка его водой;

-   очистка дефектного участка от старого покрытия (футеровки, изоляции);

-   герметизация места повреждения или замена дефектного участка;

-   изоляция трубопровода.

В зависимости от принятой схемы ремонта земляные работы могут включать:

-   планировку или устройство площадок для размещения ремонтной техники и обустройство подъездных путей;

-   вскрытие ремонтируемого трубопровода в русловых и береговых участках;

-   устройство земляного амбара или котлована для складирования откачиваемого продукта из аварийного участка нефтепродуктопровода;

-   устройство ремонтного котлована;

-   засыпку отремонтированного участка.

Устройство площадки для размещения необходимых технических средств для выполнения АВР и устройство земляного амбара или обвалования для сбора нефтепродукта осуществляются в береговой зоне в соответствии с требованиями РД 153-112-014-97 [1].

Земляные работы по вскрытию подводного трубопровода в месте расположения дефекта производятся, как правило, с помощью передвижных насосных установок со сменными рабочими органами (гидромониторов, грунтососов, гидроэжекторов и др.).

При принятии решения о замене участка ПП МНПП большой протяженности, прокладки новой нитки, ремонте с подъемом над поверхностью воды, земляные работы проводятся такими же средствами, что и при строительстве.

При выборе типа механизма для подводной разработки траншеи необходимо учитывать:

-   физико-механические свойства грунтов;

-   характеристику водной преграды (ширину, глубину, скорость течения, волнения, судоходность);

-   технические и технико-экономические показатели применяемых средств;

-   условия транспортировки грунта в места отвалов с учетом требований охраны окружающей среды;

-   возможность доставки техники на ремонтируемый переход.

Подготовительные работы и мероприятия выполняются в соответствии с утвержденным планом ликвидации возможных аварий, РД 153-112-014-97 [1], инструкциями по эксплуатации используемых технических средств, а также требованиями безопасности, регламентируемыми действующей НТД в системе магистрального транспорта нефтепродуктов.

3.2 Алгоритм (последовательность) проведения операций по ЛЧС

Сбор разлившейся нефти осуществляется при помощи сорбентов и утилизирующих средств, а также методом откачки нефти при помощи насосов.

Работы по опорожнению аварийного участка ПП нефтепровода от продукта и промывка его водой необходимо выполнять в следующей последовательности:

-   закрыть береговые задвижки, отсекающие аварийный участок;

-   врезать вантузы и подготовить обвязку для откачки нефтепродукта в резинотканевый резервуар или закачки его в параллельный трубопровод, закачки воды (воздуха);

-   подготовить котлован или емкость для сбора нефтепродукта;

-   подсоединить необходимые механизмы и оборудование;

-   вытеснить нефтепродукт из трубопровода в параллельный трубопровод или котлован путем принудительной подачи воды (воздуха) в аварийный участок (или иным способом).

В зависимости от характера аварии и от местных условий для сбора вытесненного нефтепродукта и водоэмульсионной нефтепродуктопроводной смеси могут использоваться следующие емкости и сооружения:

-   резервуарные парки близлежащих перекачивающих станций;

-   неповрежденные участки аварийного трубопровода или параллельно проложенные трубопроводы;

-   земляные амбары, котлованы, обвалования или ямы-накопители;

-   мягкие резинотканевые резервуары или другие емкости. Вытесненный из аварийного участка нефтепродукт заменяется водой.

Решение о виде ремонта аварийного участка принимается в зависимости от вида дефекта и конструктивной особенности ПП МНПП, степени его загрузки.

Перед проведением работ по герметизации необходимо уравновесить внутреннее гидростатическое давление, т.к. избыточное давление способствует образованию зоны нарушения адгезионной связи (при ремонте клеевыми композициями).

В зависимости от характера повреждения трубы применяются методы герметизации, представленные в таблице.

Рисунок 4. Схема опорожнения аварийного участка со сбросом вытесненного нефтепродукта в параллельный трубопровод:

1 - передвижной насосный агрегат; 2 - насос; 3-8 - отключающие задвижки; 9 - обратный клапан; 10 - поролоновый разделитель; 11-12 – вантуз

Схема расстановки машин и механизмов при герметизации поврежденного участка трубопровода представлена на рисунке.

Работы по герметизации дефектов с применением клеевых композиций включают следующие этапы:

-   разметка ремонтируемого участка и очистка от старого покрытия;

-   установка кондуктора, обеспечивающего точное размещение заплаты и элементов крепления

-   подгонка заплаты по всему профилю дефектного участка (зазор не более 0,5 мм, а длина нахлеста не менее 50 мм);

-   покрытие заплаты и ремонтируемого участка слоем клея;

-   накладывание заплаты на дефектное место с небольшими возвратно-поступательными движениями в разные направления;

-   фиксация заплаты 4-8 слоями стеклоленты или металлическими хомутами;

-   восстановление нарушенной изоляции;

-   испытание отремонтированного участка

 Таблица 7. Методы герметизации

Локализация и сбор разлившейся нефти

Работы по локализации разливов нефти на акватории рек и водоемов включают следующие операции:

-   ограничение движения пятна нефтепродукта к береговым зонам базирования народнохозяйственных объектов, населенных пунктов, водозаборов и т.д.;

-   локализацию разлива нефти;

-   сбор разлившейся нефти.

Ограничение направления движения и локализация пятна нефтепродукта производятся установкой плавучих боновых заграждений.

Установка боновых заграждений при локализации разливов нефтепродукта должна производиться в соответствии с инструкцией, разработанной изготовителем данного типа боновых заграждений, и включает следующие технологические операции:

-   выбор площадки на берегу для расстановки оборудования для развертывания и установки бонов;

-   расстановка береговых мертвых опор для крепления секций боновых ограждений;

-   развертывание на берегу, подготовка и сборка секций боновых ограждений;

-   спуск собранных секций на воду;

-   расстановка и крепление боновых ограждений в русловой части реки;

-   окончательная расстановка боновых заграждений в русловой части реки и крепление их к береговым опорам.

3.2.1Тактика реагирования на ЧС и мероприятия по обеспечению жизнедеятельности людей, спасению материальных ценностей

При обнаружении аварии на подводном переходе , останавливают перекачку нефти МН Калтасы-Уфа 2 на участке «Калтасы-Чекмагуш».

- Далее извещают диспетчера ОАО УСМН, руководства Арланского НУ и ЛПДС «Калтасы», НПС «Чекмагуш», диспетчера ЦРС и других органов согласно схеме оповещения.

- Собирают ЛЭС «Чекмагуш», ЛЭС «Калтасы», ЦРС «Калтасы», сервисной группы СУПЛАВ.

- Готовят к транспортировке бонов типа «Уж», БПС - 160 УМ металлических бонов из труб, нефтесборщиков. Подготовка к выезду трейлера - тягача, бульдозеров, экскаваторов и другой спецтехники.

- Прибытие УУД и УАВР ЦРС «Калтасы» на место развертывания боновых заграждений.

- Прибытие ЛЭС «Чекмагуш», УОН ЦРС «Калтасы» на место аварии (ППМН, 60 км по р. Калмашка) с агрегатом ПНА-2 и двумя агрегатами УНБ 160?40.

- Установка стационарного металлического бона в рабочее положение и развертывание бонов типа «Уж», расстановка нефтесборной и откачивающей техники, разработка котлованов

- Прибытие сервисной группы СУПЛАВ на место аварии (ППМН, 60 км по р. Белая). Прибытие агрегата УНБ 160,40 и нефтесборщика АКН-V=10 м? на место расстановки бонов.

- Начало сбора нефти с поверхности воды нефтесборщиками с последующей закачкой в приготовленные амбары.

- Врезка «холодным» способом задвижек Ду150 на правом берегу р. Калмашка в нефтепровод Калтасы-Уфа 2 для закачки воды и на левом берегу в нефтепровод Калтасы-Уфа 2 и нефтепровод Калтасы-Языково-Салават для откачки-закачки вытесняемой нефти.

- Обвязка первого агрегата ПНА-2 на правом берегу вантузом Ду150 в нефтепровод Калтасы-Уфа 2 для закачки воды. Обвязка двух агрегатов ПНУ-2 на левом берегу с вантузами Ду150 в нефтепровод Калтасы-Уфа 2 и нефтепровод Калтасы-Языково-Салават для откачки-закачки вытесняемой нефти. Закачка воды в подводный переход нефтепровода Калтасы-Уфа 2 через вантуз Ду150 на правом берегу р. Калмашка и закачка вытесняемой нефти в нефтепровод Калтасы-Языково-Салават на левом берегу р. Калмашка. Объем закачиваемой нефти - V=420 м3

3.2.2 Защита районов повышенной опасности, особо охраняемых природных территорий и объектов

В зоне возможного возникновения разлива нефтепродуктов на территории» отсутствуют районы с повышенной опасностью или особо охраняемые природные территории и объекты.

3.2.3 Технологии ЛЧС

Работы по опорожнению аварийного участка ПП нефтепродуктопровода от продукта и промывка его водой необходимо выполнять в следующей последовательности:

-   закрыть береговые задвижки, отсекающие аварийный участок;

-   врезать вантузы и подготовить обвязку для откачки нефтепродукта в резинотканевый резервуар или закачки его в параллельный трубопровод, закачки воды (воздуха);

-   подготовить котлован или емкость для сбора нефтепродукта;

-   подсоединить необходимые механизмы и оборудование;

-   вытеснить нефтепродукт из трубопровода в параллельный трубопровод или котлован путем принудительной подачи воды (воздуха) в аварийный участок (или иным способом).

В зависимости от характера аварии и от местных условий для сбора вытесненного нефтепродукта и водоэмульсионной нефтепродуктопроводной смеси могут использоваться следующие емкости и сооружения:

-   резервуарные парки близлежащих перекачивающих станций;

-   неповрежденные участки аварийного трубопровода или параллельно проложенные трубопроводы;

-   земляные амбары, котлованы, обвалования или ямы-накопители;

-   мягкие резинотканевые резервуары или другие емкости. Вытесненный из аварийного участка нефтепродукт заменяется водой.

Решение о виде ремонта аварийного участка принимается в зависимости от вида дефекта и конструктивной особенности ПП МНПП, степени его загрузки.

Перед проведением работ по герметизации необходимо уравновесить внутреннее гидростатическое давление, т.к. избыточное давление способствует образованию зоны нарушения адгезионной связи (при ремонте клеевыми композициями).

Аварийный ремонт подводного трубопровода с заменой дефектного участка может выполняться:

-   с использованием конструкции «труба в трубе»;

-   с заменой дефектного участка:

-   с подъемом участка ПП над поверхностью воды (льда);

-   с применением кессонов (полукессонов).

Замена поврежденных участков под водой осуществляется с помощью кессона, с двумя вариантами входа и выхода:

через шахтный колодец (сухой способ);

со дна (мокрый способ).

Кессоны рассчитаны для работы на глубинах до 10 м, если водолазы спускаются с поверхности воды, и до 30 м - при их входе в кессон со дна.

Для работы с кессонами необходимо оборудование, обеспечивающее их функции.

Для выполнения ремонта поврежденного трубопровода с применением кессонов комплектуется водолазная станция. Кроме основного состава, в состав водолазной станции назначается дополнительный персонал для проведения сварочных работ, монтажа и демонтажа кессона, подачи новой катушки и выполнения других подсобных работ.

    3.2.4 Меры безопасности при проведении работ по ЛЧС(Н)

 Организация и производство аварийно-восстановительных работ на ПП МНПП должны соответствовать требованиям:

-   Правил технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов

-   Правил пожарной безопасности для предприятий АК «Транснефтепродукт»

-   ПОТ РО 112-002-98. Правила по охране труда при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов

-   Правил техники безопасности и промышленной санитарии при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов

-   Типовых инструкций по охране труда и пожарной безопасности для предприятий АК «Транснефтепродукт»

-   Типовой инструкции по общим правилам безопасности при проведении огневых работ ;

-   Типового плана по организации и технологии работ по ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов при авариях и повреждениях переходов магистральных нефтепродуктопроводов

-   Отраслевых норм бесплатной выдачи спецодежды и других средств индивидуальной защиты

-   РД 102-011-89. Охрана труда. Организационно-методические документы

-   РД 31.84.01-90. Единые правила безопасности труда на водолазных работах

-   и настоящим РД.

Перед началом работ ответственный руководитель АВР на ПП МНПП обязан:

-   дополнительно проинструктировать всех работающих о необходимых мерах безопасности с обязательной записью в журнале регистрации инструктажей на рабочем месте;

-   проверить наличие и исправность водолазного снаряжения, инструмента, приспособлений и СИЗ;

-   принять меры по установке предупреждающих знаков на подходе к аварийному участку, по ограждению места разлива нефтепродукта красными флажками, а в темное время - световыми сигналами и по освещению аварийного участка, другие меры, предусмотренные ПЛА;

-   определить места безопасной расстановки техники, места отдыха и питания работающих;

-   убедиться в отсутствии загрязненности, ям, скользкой поверхности в местах приготовления клея;

-   иметь техническую документацию, утвержденную главным инженером ПО.

Все работы по ликвидации аварий необходимо выполнять в соответствии с ПЛА для данного объекта (участка), составленного с учетом требований настоящего РД и других НТД.

Производство работ на участках судового хода должно быть предварительно согласовано с судовой инспекцией. При этом необходимо создать условия, исключающие внезапное появление судов и пересечение ими трассы во время работы.

При ликвидации аварии в темное время для освещения места работы необходимо применять взрывозащищенные светильники напряжением не более 12 В с уровнем взрывозащиты, соответствующим категории и группе взрывоопасной смеси.

К подводно-техническим работам допускаются водолазы не моложе 20 лет, имеющие свидетельство о специальной подготовке, личную книжку водолаза и личную медицинскую книжку, в которой должны быть отражены соответственно практическая деятельность и состояние его здоровья.

Руководитель водолазных работ должен лично осмотреть спускающегося водолаза, проверить комплектность и правильность снаряжения.

Перед производством подводно-технических работ на судоходных реках и водохранилищах необходимо установить регулярную связь с гидрометеослужбой, чтобы получать от нее ежедневные прогнозы погоды.

Все работы с плавучих средств и спуск водолазов в воду можно проводить при волнении водной поверхности до трех баллов. На судоходных участках места, где проводятся водолазные работы, ограждаются предупреждающими сигналами: в светлое время суток - двумя зелеными флагами 1000×700 мм, в темное время - двумя зелеными огнями. Флаги и огни располагают один над другим так, чтобы расстояние между ними было 1-2 м. Эти сигналы укрепляются на хорошо видимой мачте водолазного бота. После выхода водолазов из воды сигналы опускаются. Если водолазы находятся под водой, проходящие мимо суда и плавучие средства, заметив сигналы, должны снизить ход и следовать на расстоянии не менее 50 м от водолазного бота.

Подготовка, организация и проведение водолазных работ конструкция снаряжения и средств обеспечения водолазных погружений должны соответствовать требованиям РД 31.84.01-90.

Перед началом земляных работ водолазная служба должна обследовать участок дна реки или водоема на ширину подводной траншеи и выявить засоренность его посторонними предметами.

При разработке грунта гидромонитором под водой необходимо соблюдать следующие правила техники безопасности:

-   водолаз должен следить за состоянием откосов траншеи и не допускать образования козырьков грунта в забое;

-   моторист гидромониторной установки обязан строго выполнять все команды, подаваемые водолазом;

-   мелкие камни водолаз должен поднимать в бадье или корзине, а крупные - посредством специальных захватных устройств;

-   после строповки поднимаемых со дна предметов водолаз должен выходить на поверхность. Запрещается находиться под поднимаемым грузом, а также подниматься на поверхность вместе с ним.

Разработанный грунт не должен препятствовать судоходству или сплаву леса. В местах отвала грунта следует вывешивать плакаты с надписями о запрещении выхода людей на намытый грунт.

Перед началом работ на льду следует тщательно проверить его состояние и определить надежность. Лед необходимо обследовать группой в составе не менее трех человек. Расстояние между рабочими, ведущими обследование, должно быть не менее 2,5 м. Запрещается ходить по льду при его толщине менее 10 см в зимнее время и менее 20 см - в весеннее время, а также передвигаться на машинах ближе 100 м от кромки майны.

При устройстве майн необходимо выполнять следующие требования:

-   вести наблюдение, периодически замерять ледовый покров (в весенний период ежедневно);

-   регулярно получать сводки метеорологической службы;

-   движение любых транспортных средств по необследованным участкам ледового покрова не разрешается;

-   у майн в месте производства работ должны находиться спасательные средства: спасательные круги, багры, шесты и спасательные концы;

-   рабочие должны быть одеты в спасательные жилеты и иметь пояс со страховым концом;

-   для переходов через майну устанавливаются трапы. Трапы должны иметь ограждения высотой не менее 1 м и перекрывать кромку льда не менее, чем на 1 м с каждой стороны.

Во время работы двухбаровой машины дверцы кабины трактора должны быть открыты, машинист должен быть одет в спасательный жилет.

Не разрешается оставлять бар машины в прорези во льду при выключенной цепи рабочего органа. Цепь рабочего органа выключается только после того, как подняты бары.

Для разрезания льда на карты в поперечном направлении баровую машину следует ставить перпендикулярно к майне от края ее не менее 0,5 м при условии, что лед не поврежден на краях майны.

При удалении карт льда кран или трубоукладчик не должен находиться ближе 1 м от края майны. Строповка карт льда производится специальной сеткой или универсальным стропом (в виде удавки), ветви стропа должны располагаться на 1/4 длины карты с одной стороны.

Принимать карту краном можно только после того, как такелажник отошел на безопасное расстояние, определяемое требованиями действующей НТД и конкретной обстановкой. Такелажники должны пользоваться переносными трапами из досок с поперечными планками.

Трапы, укладываемые поперек майны, должны опираться на ее края не менее чем на 1 м. По краям майны также должны быть уложены дощатые щиты.

Подводные трубопроводы должны ремонтироваться в соответствии с разработанным планом проведения работ, инструкцией по безопасному ведению этих работ и технологической картой при наличии наряд-допуска.

Эти документы до начала ремонтных работ должны быть утверждены главным инженером ПО.

В плане проведения ремонтных работ должны быть точно определены место, объем и порядок проведения подготовительных и основных работ, применяемые приспособления, инструменты и методы, обеспечивающие безопасность работающих.

К плану должны быть приложены схемы ремонтируемого объекта и технологическая карта ремонтных работ.

План проведения ремонтных работ составляет руководитель работ, согласовывая его со службой охраны труда. Утверждается план главным инженером ПО.

Персонал, занятый ремонтом изоляции ПП МНПП, должен знать о пожароопасных и вредных для человека свойствах клея и его компонентов и строго соблюдать меры безопасности при работе с ними.

Перед курением, приемом пищи и при перерывах в работе необходимо вымыть руки и лицо с мылом, обтереть полотенцем или салфеткой разового пользования.

Постоянный контроль за соблюдением правил безопасности осуществляется руководителем работ или лицом, его замещающим.

Нарушение правил производства работ, охраны труда, техники безопасности, пожарной безопасности, срывов срока ликвидации аварии влечет персональную ответственность в установленном порядке в зависимости от степени и характера нарушений в соответствии с должностными инструкциями.

3.2.5 Восстановительные мероприятия

Порядок обеспечения доступа в зону ЧС(Н)

С момента наступления ЧС (Н) доступ в зону разлива нефти организуется согласно перечню лиц и организаций, участвующих в локализации и ликвидации разлива нефтепродукта на ЛПР Калтасы. Перечень участвующих должностных лиц регламентирован системой связи и оповещения, а также календарным планом и положением о КЧС ПБ. В случае необходимости перечень может быть увеличен по распоряжению председателя КЧС ПБ.

Для координации работ по локализации и ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов, а также сбора и обмена информацией устанавливается многоуровневое взаимодействие органов управления в соответствии со схемой организации управления.

В состав Плана должно входить следующее:

- способы и методы откачки и закачки собранной нефти, разлитой вследствие аварии;

- способы уборки остатки нефти из ям, амбаров, замазученности территории;

- методы утилизации собранных остатков с сорбентом, торфом, соломой или шламов и места расположения специальных пунктов для сбора и утилизации нефтяных загрязнений;

- работы по демонтажу временных нефтепроводов с арматурой, сборных или резиновых емкостей для сбора нефти, оборудования, жилых вагончиков и других сооружений;

- виды и способы работ по восстановлению земельных площадей, участков и объемы работ по рекультивации земель;

- способы удаления и очистки от нефти надземных и подземных вод при их заражении;

- способы удержания и очистки попавшей под лед нефти при авариях;

- оценка степени загрязнения земель, водных объектов и атмосферы в результате аварии;

- проект и график восстановления объектов, разрушенных от взрыва или пожара в результате аварий.

Заключение

Анализ аварий на нефтепроводах показал, что основными причинами разрушений являются скрытые дефекты различного происхождения (металлургические, сварочные, механические, коррозионные). Отрицательная роль дефектов усиливается, если допущены конструктивные ошибки, имеются перегрузки различного происхождения (гидроудары, ремонтные перенапряжения, размывы), нарушена защита от коррозии.

В курсовой работе мы рассмотрели аварию на участке МН «Калтасы-Уфа» на подводном переходе через р.Белая, спрогнозировали причины аварии, построили дерево событий и дерево отказов, а также рассчитали площадь возможного разлива нефти в результате возможной аварии.

Список источников

[1] РД-153-39.4-056-00 «Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов», 2000-2с

[2] М.А.Стадникова. Промышленная и экологическая безопасность и страхование рисков на предприятии нефтегазового комплекса. –. 2001 – 1-2 с.

[3] Газета «Нефтянка», статья «Масштабные прорывы: топ-5 крупнейших разливов нефти на нефтепроводах» [4] В.А. Тумаев,  Реферат « Диагностическое обследование и ремонт нефтепровода», 2008 г  [5]  Дипломная работа «Реконструкция подводного перехода МН Калтасы-Уфа-П», 2013

[6] Зайцев К.И., Шмелева И.А. Справочник по сварочно- монтажным работам при строительстве трубопроводов. – М.: Недра, 1982. – 223 с.

[7] Золотницкий Н.Д., Пчелинцев В.А. Охрана труда в строительстве. Учеб. для вузов. – М.: Высшая школа, 1978. – 408 с.

[8] ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии. – М.: Издательство стандартов, 1998. – 42 с.

[9] Броун С.И., Кравец В.А. Охрана труда при сооружении газонефтепроводов и газонефтехранилищ. – М.: Недра, 1978. – 239 с.

[10] Бородавкин П.П., Березин В.П. Сооружение магистральных трубопроводов. Учеб. для вузов. – М.: Недра, 1987. – 471 с.

[11] РД 153-39.4-056-00. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов. – Уфа: ИПТЭР, 2000. – 150 с.

[12] Паспорт подводного перехода магистрального нефтепровода «Калтасы – Уфа – II» через р.Калмашка

[13] Технический отчет по диагностическому обследованию нефтепровода «Калтасы – Уфа – II » внутритрубным инспекционным прибором «Ультразвуковой дефектоскоп WM»

Приложение 2 Характеристика опасного вещества

Марка нефтепродуктов	Краткая характеристика нефтепродуктов
Нефть ГОСТ 9965-76	Нефть и нефтепродукты представляют собой сложную жидкую смесь близкокипящих углеводородов и высокомолекулярных углеводородных соединений с гетероатомами кислорода, серы, азота, некоторых металлов и органических кислот. В нефти встречаются следующие группы углеводородов: метановые (парафиновые) с общей формулой СnН2n+2; нафтеновые – СnН2ni; ароматические
– СnH2n-6. Преобладают углеводороды метанового ряда (метан СН4, этан С2Н6, пропан С3Н8 и бутан С4Н10), находящиеся при атмосферном давлении и нормальной температуре в газообразном состоянии. Пентан С5Н12, гексан С6Н14 и гептан С7Н16 неустойчивы, легко переходят из газообразного состояния в жидкое и обратно. Углеводороды от С8Н18 до С17Н36 – жидкие вещества. Углеводороды, содержащие больше 17 атомов углерода – твердые вещества (парафины). В нефти содержится 82¸87 % углерода, 11¸14 % водорода (по весу), кислород, азот, углекислый газ, сера, в небольших количествах хлор, йод, фосфор, мышьяк и т.п. Плотность нефти – 0,86 г/см3 ; Вязкость нефти – 30,7 мм2 /с; Температура застывания - +21 0 С; Теплота сгорания – 10320 ккал. кг; Смолы – 20,33 %/масс.; Асфальтены – 3,66 %/масс.; Содержание серы – 0,47 %; Парафины – 4,61 %/масс. Данные о взрывоопасности: температура вспышки -15°С («легкая»); -110 °С («тяжелая»), температура самовоспламенения 200-300°С («легкая»)->300 («тяжелая»).Данные о токсической опасности: 3-й класс токсической опасности Воздействие на организм человека: углеводороды, входящие в состав нефтяных газов могут оказывать сравнительно слабое
наркотическое действие. Значительно сильнее действуют пары менее летучих (жидких) составных частей нефти. Именно они определяют характер действия сырых нефтей. Нефти, содержащие мало ароматических углеводородов, действуют также, как и смеси метановых и нафтеновых углеводородов - их пары вызывают наркоз и судороги. Высокое содержание ароматических соединений может угрожать хроническими отравлениями с изменением состава крови и кроветворных органов. Сернистые соединения могут приводить к острым и хроническим отравлениям, главную роль при этом играет сероводород. Воздействие паров нефти на кожные покровы может приводить к раздражениям, возникновению сухости, шелушению кожи, появлению трещин. Многие химические соединения, содержащиеся в нефти, могут оказывать канцерогенное действие. Меры первой помощи пострадавшим от воздействия вещества: Освободить от стесняющей одежды, обеспечить покой, тепло. Крепкий сладкий чай, настойка валерианы или пустырника, ингаляция увлажненного кислорода, промывание глаз 2% раствором соды. При потере сознания - вдыхание нашатырного спирта. В тяжелых случаях при резком ослаблении или остановке дыхания немедленно начать искусственное дыхание.

Приложение 3 Схемы объекта с нанесением зон прогнозируемых ЧС и поражающих факторов  (радиусы пожара, взрыва и т.д.)

Приложение 4. Схема прохождения МН «Калтасы-Уфа 2»

Приложение 5 Дерево событий для аварий на ППМН