Ликвидация аварий на магистральных нефтепроводах

Остатки - битумообразные отходы, нефтешламы должны быть собраны и вывезены в специальные пункты для утилизации, а при их отсутствии - в места, согласованные с природоохранными органами.

После завершения АВР должна быть проведена рекультивация земель в соответствии с требованиями инструкции РД 39-00147105-006-97.

Процесс рекультивации земель, нарушенных и загрязненных при аварии на МН, включает:

удаление из почвы остатков нефти;

рекультивацию земель (технический и биологический этапы).

Рекультивацию, загрязненных нефтью земель, следует осуществлять с учетом уровня загрязнения, климатических условий и состояния биогеноценоза. Рекультивация включает два этапа: технический и, при необходимости, биологический.

Техническая рекультивация земель предусматривает планировку, формирование откосов, снятие и нанесение плодородного слоя почвы, устройство гидротехнических и мелиоративных сооружений, а также проведение других работ, создающих условия для дальнейшего использования рекультивированных земель по целевому назначению или для проведения мероприятий по восстановлению плодородия почв (биологический этап).

Биологическая рекультивация включает комплекс агротехнических и фитомелиоративных мероприятий (подготовка почвы, внесение удобрений, подбор трав и травосмесей, посев, уход за посевами) и направлена на закрепление поверхностного слоя почвы корневой системой растений, создание сомкнутого травостоя и предотвращение развития водной и ветровой эрозии почв на нарушенных землях.

В Планах ликвидации возможных аварий для объектов магистральных нефтепроводов должны быть предусмотрены меры по ликвидации последствий загрязнения подземных вод от аварийных разливов нефти, учитывающие специфику конкретных обстоятельств аварий и местные условия.

Мероприятия по ликвидации последствий загрязнения подземных вод от аварийных разливов нефти в общем виде включают следующее:

изучение гидрогеологических характеристик места аварийного разлива нефти и определение вероятности загрязнения подземных вод, в т.ч. мест водозаборов для питьевого и хозяйственного водоснабжения;

обустройство наблюдательных скважин по контролю за качеством (загрязнением) подземных вод;

сооружение водозаборных(защитных) скважин для откачки загрязненных нефтью подземных вод;

очистку загрязненных нефтью подземных вод, обеспечивающую ПДК содержания нефтепродуктов в очищенной воде на уровне требований соответствующих нормативных документов;

порядок взаимодействия заинтересованных организаций в процессе выполнения мероприятий по ликвидации последствий загрязнений подземных вод;

другие меры, применяемые с учетом конкретных обстоятельств.

С целью предотвращения негативного воздействия на окружающую среду в процессе эксплуатации объектов магистральных нефтепроводов организациями, эксплуатирующими МН, должны обеспечиваться следующие мероприятия:

приобретение установок, материалов, оборудования и технического флота по сбору нефти, мусора и других отходов и загрязняющих веществ с акваторий водоемов;

создание автоматических систем контроля за загрязнением атмосферного воздуха, оснащение стационарных источников выброса вредных веществ в воздушный океан приборами контроля;

строительство, реконструкция полигонов по обезвреживанию вредных промышленных отходов;

приобретение оборудования, материалов для рекультивации нефтезагрязненных земель.

С целью ликвидации последствий вредных воздействий аварий на объектах магистральных нефтепроводов, организациями, эксплуатирующими МН, должны выполняться следующие мероприятия:

развитие производства и внедрение технологий по переработке отходов;

рекультивация нефтезагрязненных земель;

ликвидация шламонакопителей, рекультивация технологических амбаров.

Организацией, эксплуатирующей магистральные нефтепроводы, должны предусматриваться мероприятия по ликвидации последствий аварий, которые включают в себя:

разработку и согласование с местными природоохранными и другими заинтересованными органами надзора мероприятий по ликвидации последствий аварий;

организацию сбора разлитой нефти;

организацию производственного экологического контроля за состоянием нарушенных компонентов природной среды;

определение размеров компенсационных выплат за ущерб, нанесенный природной среде аварией;

организацию отбора арбитражных проб (при разногласиях с контролирующими природоохранными органами)

организацию работ по восстановлению нарушенных компонентов природной среды.

Производственному экологическому контролю должны подвергаться системы для предупреждения, локализации и ликвидации последствий техногенных аварий, приводящих к отрицательным воздействиям на окружающую природную среду, а также почвы и природные воды, загрязненные нефтью по вине природопользователя.

Порядок проведения производственного экологического контроля определяется внутрипроизводственными программами, технологическими регламентами (инструкциями, планами природоохранных мероприятий и другой нормативно-методической документацией) с учетом требований Регламента проведения производственного экологического контроля в процессе эксплуатации производства работ в дочерних акционерных обществах ОАО "АК "Транснефть".

13. План ликвидации возможных аварий на объектах магистральных нефтепроводов

Для объектов МН, в т.ч. участков нефтепроводов линейной части подводных переходов через судоходные реки, НПС и перевалочных нефтебаз магистральных нефтепроводов, в РНУ (УМН) в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 21 августа 2000 г. № 613 и с требованиями действующих нормативных правовых актов должны быть разработаны Планы ликвидации возможных аварий (ПЛА).

ПЛА для нефтепроводов должны быть разработаны для максимально возможного объема разлившейся нефти, величина которого принимается:

при порыве нефтепровода- 25 % максимального объема перекачки в течение 6 ч, и объем нефти между запорными задвижками на поврежденном участке нефтепровода;

при повреждении стенки трубопровода - 2 % максимального объема перекачки в течение 14 дней.

ПЛА определяют действия должностных лиц ОАО МН и РНУ (УМН), ремонтного персонала ABC по проведению АВР, спасению людей, оказавшихся в опасной зоне, обеспечению безопасности соседних объектов, защите окружающей природной среды, ликвидации последствий аварии.

План ликвидации возможных аварий должен содержать:

оперативную часть;

техническую часть.

В оперативной части ПЛА должно быть представлено:

распределение обязанностей между отдельными службами и лицами, участвующими в ликвидации аварии, и порядок их взаимодействия;

организация управления, связи и оповещения должностных лиц структурных подразделений, которые должны быть немедленно извещены об аварии, с указанием телефонов, домашних адресов;

порядок обеспечения готовности ремонтного персонала и технических средств с указанием ответственных за поддержание их готовности;

порядок действий группы патрулирования в начальный период после обнаружения аварии;

перечень мероприятий по спасению людей и оказанию медицинской помощи;

перечень сторонних организаций, предприятий, землевладельцев и других заинтересованных организаций, а также порядок их оповещения о возможном распространении разлившейся при аварии нефти и о границах взрывопожароопасной зоны с целью принятия совместных мер по обеспечению безопасности населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных объектов и по защите окружающей природной среды;

маршруты следования групп патрулирования, техники и ремонтного персонала ABC к месту аварии;

порядок организации материально-технического, инженерного обеспечения для ликвидации аварий;

порядок, формы и сроки оформления документации об аварии.

Техническая часть ПЛА должна содержать:

расчет объема предполагаемого стока и площадь распространения (растекания) нефти, методов задержания нефти, мест установки заградителей, способов сбора нефти, характеристик водоема или водотока;

расчет сил и средств для ликвидации аварии на объекте МН, выполняемых с учетом, что время локализации аварии, исключая время прибытия аварийно-восстановительных служб к месту разлива нефти, не должно превышать 4 ч при разливе нефти в акватории и 6 ч - при разливе на почве;

график выполнения работ по ликвидации аварий (приложение Г);

оперативный журнал ведения работ при ликвидации аварии;

перечень технической документации, необходимой для организации и выполнения работ по ликвидации аварии;

план и профиль участка нефтепровода с указанием всех подземных и надземных коммуникаций в техническом коридоре;

план объекта МН (резервуарного парка, помещения насосной, сливо-наливной эстакады, очистных сооружений, причала) с указанием мест размещения основного технологического оборудования, шкафов с газозащитной аппаратурой и инструментом, мест размещения материалов, используемых при аварии, щитов со средствами пожаротушения, пожарного извещателя и телефонов, а для закрытых помещений (насосной и т.п.) - расположения основных и запасных выходов, устройств включения вентиляции;

схему технологических и вспомогательных нефтепроводов, с указанием мест расположения и номерами задвижек, клапанов, кранов, вентилей, пунктов их управления и других устройств;

схему расположения вдольтрассовой ЛЭП и линейных потребителей;

описание методов ликвидации аварии на объекте МН;

перечень мероприятий по обследованию состояния нефтепровода после ликвидации аварии, порядок закрытия и открытия линейных задвижек;

перечень мероприятий по сбору и утилизации разлитой нефти, ликвидации последствий аварий (по форме 2, приложение Г);

перечень мероприятий по охране окружающей природной среды;

перечень мероприятий по сохранению качества нефти;

транспортную инфраструктуру в районе возможного разлива нефти;

обоснование времени доставки сил и средств для ликвидации аварийного разлива нефти к месту чрезвычайной ситуации.

При расчетах силы средств, составлении графиков выполнения работ продолжительности ликвидации аварий на МН должны учитываться характер повреждения и количества вытекшей нефти, диаметр и профиль трассы нефтепровода, погодно-климатические условия на месте повреждения и другие факторы. С учетом указанных расчетная продолжительность выполнения работ по ликвидации аварий может составить 80 ч. в обычных условиях (приложение И) и могут быть больше на 30-50 % при ликвидации аварий на болотах.

ПЛА должны быть согласованы со всеми владельцами объектов, проходящих в одном техническом коридоре, с местными органами Госгортехнадзора, Минприроды и МЧС, а на участках пересечения МН с железной дорогой, автомобильной дорогой - с представителями организаций, эксплуатирующих данные объекты.

В ПЛА в 10-ти дневный срок должны быть внесены соответствующие изменения и дополнения при изменении технологических режимов, замене и реконструкции оборудования, внедрении систем автоматики, телемеханики, защиты.

ПЛА разрабатываются при вводе объекта в эксплуатацию и ежегодно пересматриваются комиссией в составе: начальника отдела эксплуатации, старшего диспетчера, главного механика, главного энергетика, инженера по охране труда, инженера по экологической безопасности РНУ (УМН), представителя ПТУС, заместителя начальника (старшего инженера) ЛПДС, начальника ЦРС (СУПЛАВ), начальника пожарной части.

ПЛА должны быть подписаны всеми членами комиссии и утверждены главным инженером РНУ (УМН) или ОАО МН до начала следующего года.

Ответственность за своевременное и правильное составление ПЛА и соответствие их существующему положению в производстве несет главный инженер РНУ (УМН), контроль за выполнением организует главный инженер ОАО МН.

ПЛА должны находиться у главного инженера РНУ (УМН), диспетчера РНУ (УМН), начальника ЛПДС (НПС), начальника ЦРС (СУПЛАВ), оператора ЛПДС (НПС).

Заключение

Аварии на магистральных трубопроводах происходят по следующим причинам:

коррозия всех типов;

дефекты материала или деталей оборудования;

брак вследствие нарушения технологии строительно-монтажных работ и ремонта, отступления от проектных решений;

технологические нарушения и ошибки обслуживающего и ремонтного персонала;

разрушающие воздействия посторонних организаций и физических лиц;

стихийные бедствия.

Последствия аварий всех видов в зависимости от тяжести разделяются на категории:

I категория.

В результате таких аварий происходят смертельные случаи либо групповой травматизм; перекачиваемое сырье воспламеняется или взрывается; в окружающую среду утекает свыше 100 куб. м транспортируемого сырья; загрязняются водоемы сверх пределов, установленных стандартом на качество воды; трубопровод находится в режиме аварийной остановки более 24 часов.

II категория.

В результате таких аварий происходят потери нефти или газа в окружающую среду от 10 до 100 куб. м.; работоспособность трубопровода нарушена от 8 до 24 часов.

III категория.

В результате таких аварий происходит утечка в окружающую среду от 1 до 10 куб. м перекачиваемого сырья; аварийная остановка трубопровода длится от 0,5 до 8 часов. Согласно пункту 102 Правил безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов, ответственность за безаварийное функционирования магистрального трубопровода и обеспечение локализации и ликвидации последствий аварий следует возлагать на организацию, эксплуатирующую данный опасный производственный объект. В случае аварии эксплуатирующая организация должна следовать порядку, установленному «Положением о разработке планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах» (постановление Правительства РФ от 26.08.2013). Ликвидация последствий утечки углеводородного сырья - это комплекс мероприятий, нацеленных на обеспечение нормальной жизнедеятельности в зоне аварийной ситуации, восстановление объектов экономики и восстановление окружающей среды, предусматривающий в том числе сбор и утилизацию разлитой нефти или выносимых из газопровода загрязнений, независимо от времени, места, источника и причины истекания. При получении сигнала или обнаружении аварии оператор перекачивающей станции должен известить руководство и принять меры в соответствии с создавшейся обстановкой. Дежурный диспетчер должен обеспечить перекрытие линейных задвижек на аварийном участке трубопровода, поддерживать связь со штабом ликвидации аварии. Руководитель работ по ликвидации аварии обязан прибыть лично к месту аварии, возглавить руководство аварийно-восстановительными работами, уточнив характер аварии и оценив возможные последствия. Руководитель службы безопасности должен обеспечить контроль за соблюдением требований промышленной безопасности всеми лицами, участвующими в ликвидации аварии; расследовать аварию; представить в Ростехнадзор информацию об аварии. Персонал, обслуживающий трубопровод, при авариях I II категорий эвакуируется. Если возникает угроза распространения аварии по заселенной территории, то штаб ликвидации аварии совместно с местным органом исполнительной власти организует оповещение населения об аварии.

Список использованной литературы

Антипьев В.Н. Анализ риска аварий и чрезвычайных ситуаций на нефтегазодобывающих предприятиях - один из рычагов снижения аварийности / В.Н. Антипьев //Безопасность труда в промышленности. - 2004. - №4, с.20.

Методические указания по организации и исполнению программ диагностики промысловых трубопроводов компании ОАО «Газпром нефть». - http://hm.gazpromneft.ru/

Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов N 30605 от16 декабря 2013 года.

Рекомендации по оформлению типового плана ликвидаций возможных аварий на магистральных нефтепроводах и нефтепродуктоводах. В редакции от21.04.2014. - http://www.gosnadzor.ru/public/discussion/acts/

Размещено на Allbest.ru