Проект ликвидации. VII

3. ЛИКВИДАЦИЯ ПОСЛЕДСТВИЙ ЧС (Н)

3.1. Ликвидация загрязнений территории и водных объектов

3.1.1. Материально-техническое обеспечение

Материальное обеспечение действий сил ликвидации чрезвычайных ситуаций организуется в целях бесперебойного снабжения их материальными средствами, необходимыми для ликвидации ЧС и жизнеобеспечения личного состава.

В соответствии с постановлением Правительства РФ от 10.11.96 г. № 000 на объектах ЗАО _______________________ созданы резервы материальных ресурсов на случай возникновения ЧС. Резервы материальных ресурсов включают: продовольствие, медицинское имущество, медикаменты, средства связи, строительные материалы , топливо, средства индивидуальной защиты и другие материальные ресурсы, средства освещения района разлива нефтепродукта, расходные материалы, специальная одежда, инструменты, средства индивидуальной защиты. Кроме этого, имеются ремонтные комплекты для перекачивающих насосов, напорные и всасывающие рукава, хомуты и заглушки для предотвращения вылива нефтепродукта из аварийных систем перекачки.

При возникновении разлива нефтепродукта задействуются все средства, имеющиеся на складе ГСМ и взаимодействующих организациях, способные сократить объемы вылившегося нефтепродукта и минимизировать последствия разлива.

Для хранения нефтесодержащих отходов на складе ГСМ имеются специальные емкости объемом 200 л (30 шт), в случае их нехватки используются емкости временного хранения нефтепродуктов имеющиеся в распоряжении АСФ __________________ - 16 емкостей объемом 6 м3 каждая (договор в приложении 7). На складе ГСМ есть шламонакопитель, объемом 754 м3.

Имеющихся емкостей на складе ГСМ и __________________ недостаточно для сбора пролива 4500 м3, поэтому им рекомендуется докупить емкостей для сбора и временного хранения собранных нефтепродуктов.

На складе ГСМ создаются запасы специальных финансовых, материальных и технических средств, средств оповещения района разлива нефтепродукта, расходных материалов, специальной одежды, инструмента, средств индивидуальной защиты. Ответственный за материально-техническое обеспечение работ ЛЧС(Н) - инженер по ОТ иТБ __________________- ______________

3.1.2. Технологии и способы сбора разлитой нефти и порядок их применения

Специальные технические средства должны быть пожаробезопасны и просты в эксплуатации.

В зависимости от степени загрязнения и загрязненного компонента окружающей среды могут быть использованы следующие методы сбора разлитого нефтепродукта:

· механические;

· физико-химические.

При ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов на складе ГСМ предпочтение отдается механическому методу сбора.

На складе ГСМ все промплощадки бетонированы.

Для сбора нефтепродуктов на территории резервуарного парка и других объектах склада ГСМ по возможности максимально используются существующие сооружения промканализация, по которой жидкий нефтепродукт попадает в аварийную емкость 72 м3 (при малых разливах). Из аварийной емкости нефтепродукт отправляется на переработку по договору.

При более крупных разливах сбор пролитого нефтепродукта из обвалования резервуарного парка производится перекачкой мобильными переносными насосами в специальные передвижные герметично закрывающиеся емкости в количестве 30 шт.(V=200 л), имеющимися в наличии на складе ГСМ, аварийные емкости __________________ (V=96 м3). В случае потери текучести мазутом, его собирают в ручную скребками и лопатами, грузят в специальные передвижные герметично закрывающиеся емкости и вывозят для утилизации по договору __________________ или для временного хранения размещают на шламонакопителе. По территории склада ГСМ проложены паропроводы, застывший мазут можно подогреть и откачать переносными насосами через гибкие шланги на шламонакопитель, когда он заполнится, пролив откачивается в переносные герметично закрывающиеся емкости и тут же вывозятся на переработку по договору «__________________».

Сбор пролитого нефтепродукта на автоэстакаде, насосной станции и ж/д эстакаде осуществляется по трубопроводам промканализации в аварийную емкость, объемом 72 м3. В случае потери текучести мазутом, его собирают скребками и лопатами. Остатки нефтепродукта смываются горячей водой в промканализацию на очистные сооружения .

На складе ГСМ нет емкостей для сбора пролива в достаточном количестве, рекомендуется докупить емкости для сбора и временного хранения разлившегося нефтепродукта.

Остатки нефтепродуктов с промплощадок горячей водой смываются в промканализацию и направляются в дренажную емкость. Из дренажной емкости вода с нефтепродуктами по трубопроводам промканализации направляется на очистные сооружения.

Поскольку производственные обмывочные стоки собираются на тех же площадях, что и дождевые стоки и производственных стоков существенно меньше, канализационная система выполнена совмещенной.

С целью выравнивания расхода, поступающего на очистные сооружения, на территории предприятия производится регулирование стока вод.

В качестве аккумулирующей ёмкости используются 2 аккумулирующие ёмкости, стоящие перед локальных очистных сооружений. Необходимый аккумулирующий объём составляет 158,1 м3.

Сварочно–монтажные работы проводятся после оформления наряда – допуска на проведение огневых и газоопасных работ.

Основные требования при проведении сварочно – монтажных работ:

Наличие подготовленной ремонтной площадки;

Удаление из оборудования, резервуаров нефтепродуктов;

Отсоединение от резервуаров трубопроводов, открытие всех люков, тщательная очистка (пропарка и промывка) оборудования;

На ремонтной площадке должно быть обеспечено соблюдение безопасных условий труда, пожарной безопасности .

Сварочные работы могут быть начаты только при концентрациях паров нефтепродуктов, не превышающих ПДВК и гарантии того, что к месту проведения огневых работ не будет поступать ТВС.

Проведение ремонтных работ

Если комиссия, производящая расследование аварии, приходит к выводу, что причиной аварии послужили конструктивные или проектные недочеты, то ремонт оборудования производится с учетом этих выводов. При необходимости и значительном изменении конструкции оборудования на ремонт разрабатывается проект.

В случае поломки запорной арматуры производится замена дефектной запорной арматуры целиком на аналогичную из аварийного запаса.

Перед ремонтом резервуара производится диагностика его повреждений. На ремонт резервуара разрабатывается проект и график проведения ремонтных работ.

Все данные о проведенных ремонтных работах заносятся в паспорта оборудования, резервуаров.

Все работы по ремонту и восстановлению поврежденного оборудования, резервуаров, трубопроводов производятся специализированными предприятиями, имеющими соответствующие лицензии, по разработанной и утвержденной проектной документации . Все работы производятся по отдельным договорам.

После ремонта проводятся испытания восстановленного оборудования.

Типовой ситуационный календарный план проведения работ по восстановлению работоспособности поврежденных элементов приведен в таблице 3.1.

Таблица 3.1.

Типовой календарный план проведения работ по восстановлению работоспособности поврежденных элементов

Наименование работ	Сроки исполнения	Ответственный исполнитель работ	Примечание
1. Обследование поврежденных элементов оборудования. Оценка масштабов повреждения.	Не позднее 1 часа после локализации разлива нефтепродуктов
2. Проведение инструктажа персонала ремонтно-восстановительных бригад	Немедленно по прибытии ремонтно - восстановительных бригад
3. Подготовка ремонтных площадок, расстановка оборудования и персонала	Не позднее 1 часа после установления места и масштаба аварии
4. Освобождение трубопроводов, оборудования, резервуаров от нефтепродуктов	2-4 часа после установления места и масштабов аварии
5. Подбор труб, электродов, оборудования, материалов для ремонта поврежденного оборудования. Подготовка сертификатов на материалы, актов испытаний оборудования, паспортов на оборудование	По ходу выполнения подготовительных работ
6. Составление исполнительной документации на ремонт и восстановление поврежденного оборудования	6-24 часа после определения характера и масштаба повреждения оборудования
7. Выполнение сварочных и монтажных работ	6-48 часов после определения характера и масштаба повреждения оборудования.		В зависимости от характера и масштаба повреждения оборудования
8. Ведение журнала сварки, оформление схемы монтажа технического оборудования, участка труб, муфты задвижек и т. п.	По ходу выполнения сварочных и монтажных работ
9. Проведение работ по неразрушающему контролю восстановленного оборудования, проведение испытаний восстановленного оборудования. Составление актов испытаний и проверок	24 часа после ремонтно-восстановительных работ		В зависимости от характера и масштаба повреждения оборудования
10. Сдача оборудования в эксплуатацию. Оформление актов выполненных работ .	По ходу выполнения монтажных работ

Примечание: 1. Указанные усредненные сроки определены на основании экспертных оценок.

3.2.3. Организация приведения в готовность к использованию специальных технических средств и пополнение запасов финансовых и материальных ресурсов

Резервы материальных ресурсов для ликвидации чрезвычайных ситуаций создаются заблаговременно в целях экстренного привлечения необходимых средств в случае возникновения ЧС и включают медицинское имущество, медикаменты, транспортные средства, средства связи, строительные материалы, топливо (для транспорта), средства индивидуальной защиты и другие материальные ресурсы.

Страхование гражданской ответственности организации, эксплуатирующей опасный производственный объект , формирует финансовый резерв на компенсацию ущерба третьим лицам в случае причинения им вреда.

Резервы материальных ресурсов размещаются в местах, предназначенных для хранения, откуда имеется возможность их оперативной доставки в зону ЧС (Н).

Финансирование расходов по созданию, хранению, использованию и восполнению резервов материальных ресурсов осуществляется за счет собственных резервных средств склада ГСМ в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 01.01.2001г. № 000 «О порядке создания и использования резервов материальных ресурсов для ликвидации чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера» .

После окончания работ по ЛЧС(Н) главный инженер склада ГСМ организует:

Обезвреживание, очистку и восстановление готовности специальных технических, транспортных средств, оборудования, СИЗ, при необходимости производится ремонт (или замена) поврежденного оборудования;

Пополнение аварийного запаса израсходованных во время работ материалов;

Санитарную обработку личного состава формирований, задействованных в проведении работ ЛЧС(Н).

КЧС склада ГСМ обеспечивает пополнение запасов финансовых и материальных ресурсов до установленного уровня.

Приведение в готовность сил и средств привлекаемых организаций организуется их руководством.

В соответствии с постановлением Правительства РФ от 10.11.96 г. № 000 на объектах ЗАО _______________________ созданы резервы материальных ресурсов на случай возникновения ЧС. Резервы материальных ресурсов включают: продовольствие, медицинское имущество, медикаменты, средства связи, строительные материалы, топливо, средства индивидуальной защиты и другие материальные ресурсы, средства освещения района разлива нефтепродукта, расходные материалы, специальная одежда, инструменты, средства индивидуальной защиты. Кроме этого, имеются ремонтные комплекты для перекачивающих насосов, напорные и всасывающие рукава, хомуты и заглушки для предотвращения вылива нефтепродукта из аварийных систем перекачки.

Материально-техническое обеспечение действий сил и специальных технических средств в период проведения работ по ликвидации разлива нефтепродуктов проводится силами и средствами склада ГСМ, ФГП ВО ЖДТ России, обладающими необходимым оборудованием, материалами, спец. техникой.

Российская ФедерацияИПБОТ

ИПБОТ 427-2008 Инструкция по промышленной безопасности и охране труда при внутреннем осмотре и очистке емкостей, резервуаров и оборудования

установить закладку

установить закладку

ИПБОТ 427-2008

ИНСТРУКЦИЯ
по промышленной безопасности и охране труда при внутреннем осмотре и очистке емкостей, резервуаров и оборудования

1 Общие требования безопасности

1.1. К работам при внутреннем осмотре и очистке емкостей, резервуаров и оборудования (работа в замкнутом пространстве) допускаются лица после обучения безопасным методам и приемам выполнения работ, стажировки на рабочем месте, проверки знаний и практических навыков, проведения инструктажа по безопасности труда на рабочем месте и при наличии квалификационного удостоверения, дающего право допуска к указанной работе.

1.2. Все лица, которым предстоит работать в замкнутом пространстве емкостей, резервуаров и оборудования, должны пройти инструктаж о возможных опасностях, мерах безопасности, правилах оказания доврачебной помощи и действиях в аварийных ситуациях.

1.3. Подготовка замкнутого пространства к работам внутри него должна выполняться техническим персоналом под руководством инженерно-технического работника, хорошо осведомленного о возможных опасностях.

1.4. Работы в замкнутом пространстве, как правило, должны проводиться в светлое время суток. В темное время суток работы могут проводиться только в аварийных случаях. На каждой установке должен быть перечень возможных аварийных случаев, требующих работа замкнутом пространстве в темное время суток, утвержденный руководителем организации.

1.5. Перед выполнением работ в замкнутом пространстве должен быть оформлен наряд-допуск на проведение работ в замкнутом пространстве.

1.6. Лица, имеющие право выдачи нарядов-допусков, утверждаются руководителем организации.

1.7. На лицо, выдавшее наряд-допуск, ложится ответственность за безопасность, как при входе в замкнутое пространство, так и во время работы. В его обязанности входит принятие мер по предупреждению возможных опасностей.

1.8. В наряд-допуск должны быть включены следующие сведения:

• лицо, ответственное за проведение работ в замкнутом пространстве;
• оценка возможных опасностей;
• состав бригады (не менее 3 человек);
• необходимые средства защиты;
• потребность в спасательных средствах и специальном инструменте;
• меры безопасности, принимаемые в замкнутом пространстве;
• периодичность отбора проб воздушной среды в замкнутом пространстве;
• срок действия наряда-допуска;
• схема установки заглушек;
• применяемые светильники;
• отметки о прохождении инструктажа.

1.9. Во избежание накопления статического электричества, оборудование и емкости должны быть заземлены.

1.10. Шлам и отработанные моющие жидкости должны быть удалены в отведенное для этого место.

1.11. Если замкнутое пространство имеет дверцу или люк, они должны оставаться открытыми для продувки, а само пространство должно быть проветрено с помощью механической системы принудительной вентиляции, рассчитанной на пропускание больших объемов свежего воздуха.

1.12. После того, как замкнутое пространство очищено и проветрено, механическая вентиляционная система должна продолжать работать, чтобы исключить случайное попадание в него примесей, а также для удаления загрязняющих веществ или тепла, возникающих в результате проводимых работ (например, сварки и резки, покраски, нанесения покрытия и т.д.).

1.13. Перед допуском лиц для выполнения работ в замкнутом пространстве должен быть проведен анализ воздушной среды.

1.14. Отбор проб воздуха (для определения концентрации горючих газов, нехватки кислорода, содержания опасных химикатов и физических примесей) в замкнутом пространстве должен проводиться персоналом, имеющим на это разрешение. Используемые при этом приборы должны быть в защищенном исполнении и проверены.

1.15. Лица, первый раз входящие в замкнутое пространство для отбора проб воздуха, должны надевать дыхательный аппарат автономного действия или шланговый противогаз (в зависимости от конкретных условий). Порядок применения и вид дыхательного аппарата определяет лицо, выдающее наряд-допуск. Использование изолирующих противогазов запрещается.

1.16. Порядок отбора проб воздушной среды должен быть определен в наряде-допуске, результаты качества воздушной среды в замкнутом пространстве должны заноситься в наряд-допуск и подтверждаться подписью лица, проводившего анализ.

1.17. Все работающее от приводов оборудование в замкнутом пространстве (например, источники питания) должны быть выключены, а соответствующие выключатели на осветительном щите заблокированы и снабжены предупреждающими знаками.

1.18. Непосредственно перед допуском работников в замкнутое пространство лицо, ответственное за проведение работ, должно проверить (путем опроса) состояние здоровья работников, проинструктировать весь состав бригады о безопасных методах работы, проверить качество на соответствие данным условиям работы спецодежды, средств индивидуальной защиты, спасательного снаряжения и инструментов, убедиться в том, что каждый работник знает свои функции и обязанности.

1.19. В замкнутом пространстве разрешается работать только одному человеку. Если по условиям работы необходимо, чтобы в емкости одновременно находились два человека, следует разработать дополнительные меры безопасности и указать их в наряде-допуске.

1.20. После входа работника в замкнутое пространство, он должен застопорить, по возможности, вращающиеся и движущиеся части механизмов во избежание их случайного приведения в движение.

1.21. При работе в замкнутом пространстве снаружи у входа или выхода должны находиться не менее двух наблюдающих для подстраховки на случай аварийной ситуации.

1.22. Находящиеся снаружи наблюдающие должны поддерживать постоянную связь с лицами, работающими в замкнутом пространстве, следить за правильным положением шланга шлангового противогаза и заборного патрубка, держать в готовности дыхательные аппараты.

1.23. Лица, входящие в замкнутое пространство, должны надеть на себя спасательные пояса с лямками.

2 Требования безопасности перед началом работы

2.1. По каждой установке и объекту должен быть разработан порядок подготовки емкостей, резервуаров и оборудования, включая схемы освобождения от продуктов, вредных веществ, схемы их окраски, промывки, проветривания и другие меры, обеспечивающие безопасность работающих.

2.2. Емкости, резервуары и оборудование, подлежащие вскрытию для внутреннего осмотра, должны быть остановлены, освобождены от продукта, отключены и отглушены от действующей аппаратуры, пропарены и проветрены. Продолжительность пропарки, продувки, необходимость промывки водой, проветривания определяются для каждого случая в отдельности.

2.3. Все трубопроводы, связанные с подлежащими вскрытию емкостями, резервуарами и оборудованием, должны быть отключены при помощи задвижек и заглушек.

2.4. Запрещается сброс нефти и нефтепродуктов из емкостей, резервуаров и оборудования при подготовке в производственную канализацию. Сброс должен производиться в специальные емкости.

2.5. Пропарка резервуара должна производиться при одном открытом верхнем люке.

2.6. Пар должен подаваться через нижний люк по шлангу, выходное отверстие которого должно быть расположено на расстоянии 1/4 диаметра резервуара по направлению к центру.

2.7. Температура внутри резервуаров во время пропаривания должна быть не выше плюс 60 °С. При наличии плавающего металлического понтона верхняя и нижняя части резервуара должны пропариваться самостоятельно. Резервуар с синтетическим понтоном для вытеснения паров заполняют водой. После спуска воды из резервуара необходимо открыть боковые люки для проветривания.

2.8. Металлические наконечники резиновых шлангов и пароводы должны быть заземлены. Наконечники шлангов должны быть изготовлены из металла, не дающего искр.

2.9. Крышки открытых люков должны быть прикреплены к люкам одним, двумя болтами с навинченными гайками.

2.10. После окончания подготовительных мероприятий (пропарки, промывки и проветривания) должен быть проведен анализ воздуха из резервуара или оборудования на содержание паров, газов и кислорода с записью в наряде-допуске.

2.11. Отбор воздуха для анализа из резервуаров с плавающей крышей или понтоном должен проводиться из нижней части резервуара под крышей (понтоном) и из верхней - над крышей (понтоном).

2.12. Подготовка аппаратов к осмотру и работа по очистке должны осуществляться под руководством начальника установки (руководителя объекта). Без разрешения руководителя объекта и наличия оформленного наряда-допуска на производство работ к осмотру и очистке приступать запрещается.

3 Требования безопасности во время работы

3.1. Работники, производящие очистку, должны быть одеты в спецодежду, перчатки и защитные очки.

3.2. Работы по очистке резервуаров и оборудования от грязи и отложений должны быть механизированы. Работники, выполняющие указанные работы, обязаны быть в шланговых противогазах.

3.3. Вскрытие резервуаров, емкостей и оборудования для внутреннего осмотра и очистки разрешается только в присутствии ответственного лица за подготовку и проведение работ в замкнутом пространстве.

3.4. Отвертывание и завертывание гаек на фланцевых соединениях люков оборудования (емкостей), трубопроводов и арматуры должно производиться гайковертами с механическим или гидравлическим приводом.

3.5. Вскрытие люков на аппаратах колонного типа должно производиться по порядку сверху вниз, чтобы не создать оборудование ток воздуха.*

________________

* Текст документа соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.

3.6. Резервуар и оборудование, нагретые в процессе подготовки, перед спуском в них людей должны быть охлаждены до температуры, не превышающей 30 °С. В случае необходимости проведения работ при более высокой температуре разрабатываются дополнительные меры безопасности (непрерывная вентиляция свежим воздухом, применение асбестовых костюмов, теплоизолирующей обуви, частые перерывы в работе и т.п.). Запрещается работа внутри резервуара и оборудования при температуре 30 °С и выше.

3.7. Запрещается сбрасывать с высоты вниз грязь, твердые отложения, извлекаемые из резервуаров и оборудования во время их очистки. Для этой цели должны применяться устройства малой механизации,

3.8. При очистке оборудования через нижний люк должна быть предусмотрена специальная крышка.

3.9. При работе на высоте резервуары и оборудование должны быть оснащены сплошными площадками для предотвращения падения деталей или инструмента на работающих внизу.

3.10. При очистке резервуаров и оборудования необходимо применять инструменты, изготовленные из материалов, не дающих искр.

3.11. Для освещения внутри резервуаров и оборудования должны применяться переносные светильники во взрывозащищенном исполнении с лампами напряжением не выше 12 В. Включение и выключение светильников необходимо производить снаружи.

3.12. Если на дне резервуара, подлежащего очистке, останется часть продукта, резервуар необходимо заполнить водой и откачать всплывший продукт.

3.13. Работы по очистке от отложений блочного горизонтально-цилиндрического оборудования и резервуаров должны производиться гидромеханическим способом при помощи малогабаритного насоса, исключающего пребывание работника внутри оборудования в период очистки. После очистки резервуары и оборудование должны быть промыты водой.

3.14. Для удаления бензиновых паров из ящика погружного конденсатора-холодильника необходимо открыть люк и проветрить ящик.

3.15. Спускаться в неочищенный от грязи ящик конденсатора-холодильника без шлангового противогаза запрещается. Работа по очистке ящика конденсатора-холодильника должна производиться в присутствии двух наблюдающих.

3.16. При спуске в ящик конденсатора-холодильника необходимо пользоваться внутренней стенкой ящика. Спускаться в ящик по трубам змеевика запрещается.

3.17. При очистке теплообменника или конденсатора механическим способом необходимо с наружной стороны сделать ограждение и вывесить предупреждающую надпись "Опасная зона".

3.18. По окончании внутреннего осмотра и очистки емкостей, резервуаров, оборудования можно закрыть только после тщательной проверки отсутствия в них, а также во всасывающем и нагнетательном трубопроводах, посторонних предметов.

4 Требования безопасности в аварийных ситуациях

4.1. При обнаружении наблюдающими каких-либо неисправностей в защитных средствах или самочувствия работника в замкнутом пространстве работа должна быть немедленно прекращена, а работник выведен из замкнутого пространства.

4.2. При обнаружении в замкнутом пространстве паров легковоспламеняющихся жидкостей или веществ работы должны быть немедленно прекращены.

4.3. В случае возникновения пожара необходимо:

• прекратить все технологические операции;
• сообщить о пожаре;
• отключить электроэнергию;
• принять меры к удалению людей из опасной зоны;
• умело и быстро выполнить обязанности, изложенные в плане ликвидации аварий;
• изолировать очаг пожара от окружающего воздуха;
• горящие объемы заполнить негорючими газами или паром;
• принять меры по искусственному снижению температуры горящего вещества.

В большинстве случаев горение ликвидируется одновременным применением нескольких методов.

4.4. При несчастном случае необходимо немедленно освободить пострадавшего от воздействия травмирующего фактора, оказать ему первую доврачебную помощь и сообщить непосредственному руководителю о несчастном случае.

При необходимости вызвать скорую помощь или отправить пострадавшего в учреждение здравоохранения.

5 Требования безопасности по окончании работы

5.1. После окончания работы внутри емкости, резервуара или оборудования работник должен проверить наличие посторонних предметов, передать наблюдающим инструмент, светильник, и только после этого выйти наружу.

5.2. Привести в порядок рабочее место, приспособления, инструмент убрать и уложить в отведенное для них место.

5.3. Ознакомить принимающего смену со всеми изменениями и неисправностями в работе оборудования, которые происходили в течение смены.

5.4. Снять спецодежду, убрать ее и другие СИЗ в шкаф для рабочей спецодежды.

5.5. Вымыть руки и лицо теплой водой с мылом или принять душ. Для трудноудаляемых загрязнений применять специальные очищающие средства.

6.1. Общие положения
6.1.1. Подземные хранилища природного газа в каменной соли рассчитаны на длительный срок эксплуатации.

6.1.2. В рабочем проекте (проекте) на строительство ПХГ определяется срок службы хранилищ, наземного технологического оборудования, технологических скважин подземных резервуаров.

6.1.3. Подземное хранилище или его часть подлежат полной или частичной консервации или ликвидации по мере выработки оборудованием установленного срока или ресурса его эксплуатации в аварийных случаях, а также по технико-экономическим расчетам и другим обоснованиям, когда дальнейшая его эксплуатация является нецелесообразной или невозможной.

6.1.4. При полной или частичной ликвидации хранилища, связанной с окончательным прекращением всех работ по его эксплуатации, подземные резервуары, наземное технологическое оборудование, сооружения, здания должны быть приведены в состояние, обеспечивающее безопасность населения, охрану окружающей среды.

6.1.5. При ликвидации хранилища должен быть рассмотрен и решен вопрос о целесообразности и технической возможности дальнейшего использования подземных резервуаров для иных народнохозяйственных целей.

6.1.6. Консервация хранилища или его части допускается в случаях временной невозможности или нецелесообразности проведения дальнейших работ, связанных с закачкой, хранением, отбором газа из подземных резервуаров или отдельных его участков по технико-экономическим, горно-геологическим, технологическим и другим причинам.

6.1.7. При ликвидации, консервации разведочных, технологических, нагнетательных, контрольно-наблюдательных скважин на ПХГ предприятия и организации должны руководствоваться Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов, требованиями по оборудованию устьев ликвидированных скважин ПХГ, РД 39-2-1182-84.

Ликвидация или консервация подземных выработок в каменной соли производятся в соответствии с действующими нормативными документами.

6.1.8. Технологические, нагнетательные, контрольно-наблюдательные скважины могут быть ликвидированы по следующим причинам:

при выполнении задач, предусмотренных рабочим проектом на строительство ПХГ;

пробуренные для проведения опытных и опытно-промышленных работ по испытанию различных технологий после выполнения установленных проектом задач;

строительство или эксплуатация скважин прекращена вследствие аварий, ликвидировать которые существующими методами невозможно;

ликвидируемые по технологическим причинам (несоответствие прочностных и коррозионно-стойких характеристик эксплуатационной колонны фактическим условиям; скважины, находящиеся в консервации 10 и более лет и др.).
6.2. Порядок подготовки материалов на ликвидацию хранилища

или его части
6.2.1. Рассмотрение вопросов о целесообразности дальнейшей эксплуатации, консервации или ликвидации хранилища или его части проводится предприятием, на балансе которого оно находится.

Для этого приказом назначается постоянно действующая комиссия из главных специалистов под председательством руководителя предприятия.

6.2.2. Обследование технического состояния оборудования с целью определения возможности дальнейшей эксплуатации включает:

изучение технической документации, условий эксплуатации оборудования, характера и объема выполненных ремонтных работ;

наружный и внутренний осмотр оборудования;

контроль состояния резьбовых и сварных соединений, зон наибольшего коррозионно-эрозионного износа, концентрации напряжений, а также мест сопряжения узлов и деталей (визуально или методами приборной дефектоскопии);

толщинометрию обсадной колонны;

анализ влияния воздействия термобарических нагрузок, коррозионных и других факторов на прочность и долговечность обсадной колонны и цементного камня;

контроль химического состава, металлографический анализ и определение физико-механических свойств металла газовых шлейфов и эксплуатационных колонн, элементов конструкции оборудования;

исследования, учитывающие особенности влияния условий эксплуатации на износ оборудования;

проверку технико-экономических характеристик оборудования (производительность, мощность, расход энергоресурсов и др.) там, где это необходимо;

испытания на прочность и герметичность.

6.2.3. При невозможности предприятием самостоятельно провести обследование оборудования и установить срок его дальнейшей эксплуатации оно привлекает для этой цели соответствующие специализированные организации.

6.2.4. По скважинам, ликвидируемым в процессе строительства подземного резервуара или после его окончания, подготовку материалов и согласование ее ликвидации с заказчиком и региональными органами Госгортехнадзора проводит предприятие-исполнитель буровых работ.

Для скважин, подземных резервуаров, принятых в эксплуатацию, оформление материалов на ликвидацию проводит специально создаваемая комиссия этого предприятия на основании рассмотрения следующих материалов:

копии основной горно-геологической документации (геологическое, структурно-тектоническое, литолого-стратиграфическое строение, гидрогеологические условия площадки), топографических планов земной поверхности;

6.2.6. Проекты должны включать в себя мероприятия по соответствующей подготовке и непосредственной ликвидации или консервации хранилища или его части: порядок и график проведения работ; способы ликвидации или консервации хранилища или его части; решения о целесообразности использования подземных резервуаров для иных народнохозяйственных целей; мероприятия по охране недр и окружающей природной среды, безопасности населения, по приведению земной поверхности и водных объектов в состояние, пригодное для дальнейшего его использования в народном хозяйстве.

6.2.7. Ответственность за своевременное и качественное проведение работ несет предприятие, на балансе которого находится ликвидируемое хранилище или его части.

6.2.8. Подлинники геологической документации, рабочие проекты, паспорта на подземные резервуары, документация, исполненная на момент завершения работ, хранятся на предприятии в установленном порядке.

6.2.9. Учет, ежегодный контроль за состоянием устьев ликвидированных скважин, необходимые ремонтные работы при обнаружении неисправностей или нарушений требований охраны недр производится предприятием, на балансе которого эта скважина находится.

7. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ

И ЭКСПЛУАТАЦИИ ПХГ

7.1. Общие положения по охране недр
7.1.1. При строительстве новых, расширении и реконструкции действующих подземных хранилищ газа в отложениях каменной соли следует соблюдать требования действующих законодательств и нормативных актов по охране окружающей среды ("Водный кодекс РФ", "Единые правила охраны недр при разработке месторождений твердых полезных ископаемых", ГОСТ 17.1.1.02-77; ГОСТ 17.1.3.06-82; ГОСТ 17.1.3.12-86; СНиП 3.01.01-85; СНиП 2.11.04-85 и др.), а также выполнять природоохранные мероприятия, предусмотренные в проекте, и требования настоящих Правил.

7.1.2. До начала строительства подземного хранилища необходимо разработать мероприятия по охране недр и окружающей среды, которые должны включать: исходные данные для разработки технических решений по предотвращению загрязнения атмосферного воздуха, почв, подземных водоносных горизонтов и наземных водоемов; краткую характеристику физико-географических и климатических условий района строительства; сведения о существующих фоновых концентрациях вредных веществ в атмосферном воздухе , грунте и воде; перечень источников выбросов, наименование выбрасываемых загрязняющих веществ с суммирующими вредными воздействиями; предложения по предельно допустимым и временно согласованным выбросам; организацию санитарно-защитной зоны в соответствии с СН-245-71; сравнение принимаемых решений с имеющимся передовым опытом по снижению вредных выбросов; оценку воздействия объекта на окружающую природную среду; сведения о сметной стоимости объектов и работ, связанных с осуществлением природоохранных мероприятий.

7.1.3. Временные подъездные пути в районе расположения площадки строительства подземного хранилища должны прокладываться с учетом требований по предотвращению повреждений сельскохозяйственных угодий и древесно-кустарниковой растительности, с максимальным использованием имеющейся дорожной сети.

7.1.4. Уровень шума, вибрации, электрических полей выбросов загрязняющих веществ при производстве работ по строительству ПХГ, а также освещение площадки строительства не должны превышать нормированных пределов, обеспечивающих безопасность населения и фауны прилегающей территории.

7.1.5. Перед началом строительно-монтажных работ по сооружению подземных резервуаров, возведении зданий и сооружений наземного комплекса хранилищ, в пределах границы участков сооружения указанных объектов, в местах возможного загрязнения почвы нефтепродуктами, рассолом, химическими реагентами, цементом, глиной или другими веществами должно производиться снятие плодородного слоя почвы согласно ГОСТ 17.4.3.02-85, "Рекомендациям по снятию плодородного слоя почвы при производстве горных строительных и других работ" или "Техническим условиям на проведение рекультивационных работ", выданным землеустроительной организацией или службами земельного надзора.

Плодородный слой складируется в специально отведенных местах.

7.1.6. Организации, осуществляющие строительство ПХГ, обязаны проводить рекультивацию нарушенных земельных участков в процессе работ или не позднее завершения всех работ.

7.1.7. Земли, расположенные над подземными трубопроводами, подземными резервуарами, в охранных зонах трубопроводов, могут использоваться при согласовании с предприятиями, их эксплуатирующими, с соблюдением мер, обеспечивающих сохранность этих сооружений.

7.1.8. Хозяйственные и фекальные сточные воды, а также твердые отходы с промплощадки должны собираться в водонепроницаемые погреба (котлованы) и захораниваться в специальных местах, согласованных с органами санитарно-эпидемиологического надзора.

7.1.9. Степень загрязнения промплощадки в процессе создания и эксплуатации ПХГ оценивается по предельно допустимому количеству (ПДК) и ориентировочно допустимому количеству (ОДК) химических веществ в почве в соответствии с ГОСТ 17.4.1.03-84.

7.2. Охрана недр при бурении скважин
7.2.1. Перед началом буровых работ границы участка должны быть обвалованы, а внутри подготовлены площадки для складирования оборудования и выполнения монтажных работ.

7.2.2. Для обеспечения технической водой в процессе бурения разведочных, технологических и нагнетательных скважин используют воду из близлежащих водоемов и водотоков или из специально пробуренных на воду скважин.

Скважины, пробуренные на воду, должны быть ликвидированы после окончания буровых работ и строительства хранилищ или переданы на баланс местным организациям.

7.2.3. При заборе воды из рыбохозяйственных водных объектов водозаборные сооружения должны быть оборудованы рыбозащитными устройствами.

7.2.4. Места размещения емкостей для хранения горюче-смазочных материалов, бурового раствора, сбора производственных отходов и шлама должны быть обвалованы и гидроизолированы до начала буровых работ.

7.2.5. Транспортировка сыпучих материалов на объекты должна производиться только в упакованном виде (мешки или другая герметичная тара) на бортовых машинах с брезентовыми покрытиями или в незатаренном виде спецтранспортом типа цементовоз.

7.2.6. Нефть, нефтепродукты, горюче-смазочные материалы, химреагенты и другие токсичные химические вещества должны транспортироваться в герметично закрытых емкостях (цистерны, металлические бочки и т.п.).

7.2.7. Сыпучие материалы и химические реагенты должны храниться в закрытых помещениях или на огражденных площадях под навесами, возвышающимися над уровнем земли, с гидроизолированным настилом.

7.2.8. При наличии в разрезе скважины проницаемых горизонтов, содержащих пресные воды, которые могут быть использованы как источники хозяйственно-питьевого водоснабжения, химические реагенты, применяемые для приготовления бурового раствора при бурении в интервалах этих горизонтов, должны быть согласованы с органами санитарно-эпидемиологического надзора.

7.2.9. В процессе выполнения буровых работ при достижении водоносных горизонтов необходимо принимать меры по предотвращению неорганизованного излива подземных вод и изоляции водоносного горизонта от внешнего загрязнения.

7.2.10. Буровой шлам, твердые отходы производства, материалы, непригодные к дальнейшему использованию, должны быть утилизированы или захоронены в местах, размещение и обустройство которых должны быть согласованы в установленном порядке.

7.2.11. Отработанные горюче-смазочные материалы должны быть собраны и отправлены на регенерацию.

7.2.12. По окончании буровых работ отстойники для буровых растворов, амбары для сбора шлама и нефтепродуктов, котлованы для сточных и попутных вод должны засыпаться и выравниваться.

7.2.13. По окончании бурения и проведения намеченного комплекса исследований скважины, которые не планируются для дальнейшего использования, подлежат ликвидации в установленном порядке в соответствии с Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудовании их устьев и стволов.

7.3. Охрана природной среды при строительстве

подземных резервуаров
7.3.1. Перед установкой запорной арматуры на оголовке эксплуатационной скважины должна производиться предварительная ее опрессовка в собранном виде на пробное давление, предусмотренное паспортом завода-изготовителя.

7.3.2. В процессе создания подземной выработки должен осуществляться систематический контроль за герметичностью трубопровода для подачи газа или нефтепродукта, используемого в качестве нерастворителя, и трубопровода для сброса рассола.

7.3.3. Трасса, материал и конструкция трубопроводов должны быть выбраны таким образом, чтобы предотвратить возможность загрязнения почв, подземных и поверхностных вод. Трубопроводы для подачи нефтепродуктов и отвода рассола должны иметь антикоррозионную и электрохимическую защиту.

7.3.4. Отстойники, предназначенные для осаждения нерастворимой взвеси из выходящего на поверхность строительного рассола, должны обеспечивать защиту почв, водослива и подземных вод от загрязнения рассолом.

7.3.5. В случае разлива рассола или нерастворителя на поверхность при авариях на трубопроводах или при разгерметизации оголовка эксплуатационной скважины на загрязненном участке должны быть проведены работы по сбору или нейтрализации продукта загрязнения с последующей рекультивацией почвы.

7.3.6. По окончании строительства подземных резервуаров и объектов наземного комплекса ПХГ и завершении подготовительных работ к эксплуатации хранилища должны выполняться следующие мероприятия:

фундаменты и якоря буровых установок, основания временных зданий и сооружений, бетонные защитные покрытия и т.п. должны извлекаться и вывозиться в отведенные места, а участки их нахождения засыпаться и выравниваться;

плодородный почвенный слой, снятый на участках сооружения подземных резервуаров, возведения зданий и сооружений наземного комплекса, должен быть уложен на прежнее место с последующей планировкой земной поверхности. При недостатке складированного почвенного слоя для восстановления земляного покрытия, нарушенного производственной деятельностью, используется привозной почвенный слой из отведенных местными органами власти земельных угодий.

7.4. Охрана природной среды при эксплуатации ПХГ
7.4.1. В процессе эксплуатации ПХГ выбросы газа обусловлены: пуском и остановкой компрессора; стравливанием газа со свечой; продувкой пылеуловителей; стравливанием газа из сепараторов при удалении из них скопившихся тяжелых остатков; продувкой газовых шлейфов и обвязки компрессоров при проведении профилактических осмотров и ремонтных работ; стравливанием газа из газопровода при проверке измерительных диафрагм; ревизией и ремонтом запорной арматуры; утечками газа через неплотности оборудования и запорную арматуру; потерями газа при проведении научно-исследовательских и экспериментальных работ.

7.4.2. Выделение в атмосферу токсичных компонентов продуктов сгорания (оксида азота, оксида углерода и др.) при эксплуатации ПХГ связано со сжиганием газового топлива в камерах сгорания газоперекачивающих агрегатов КС, в котлах котельных , в подогревателях газа, на факелах и др.

7.4.4. Предприятия, осуществляющие эксплуатацию ПХГ, обязаны организовать систематический контроль за состоянием природной среды и соблюдением нормативов ПДВ.

7.4.5. В целях систематизации источников выбросов газа на ПХГ разрабатываются регламент и схема контроля по всей технологической цепи, в которых устанавливают: количество контрольных точек по промышленной зоне, скважинам, технологическому оборудованию; число измерений для разных источников и их периодичность; процент охвата контролем потенциальных источников одного и того же типа; места отбора проб; способ измерений; методы и приборы; порядок и форму регистрации результатов.

7.4.6. При систематизации сведений атмосферы (ИЗА) на территории ПХГ, количестве и составе выбросов загрязняющих веществ необходимо соблюдать требования Инструкции по инвентаризации выбросов загрязняющих веществ в атмосферу Госкомитета по охране природы, Пособия по инвентаризации выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из наземных комплексов подземных хранилищ природного газа.

7.4.7. При обнаружении в межколонном пространстве давления или газопроявлений около устья скважин следует выяснить причину этих явлений и незамедлительно принять меры по их ликвидации. Возможность эксплуатации скважин с нарушенной герметичностью обсадных и подвесных рабочих колонн определяется для каждого конкретного случая после их обследования.

7.4.8. При инструментально-лабораторном обследовании источников выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на территории ПХГ необходимо руководствоваться отраслевым нормативным документом ОНД-90 "Руководство по контролю источников загрязнения атмосферы", ч. 1, 2 и Сборником методик по определению концентраций загрязняющих веществ в промышленных выбросах , Л., 1987.

7.4.9. Предельно допустимые нормы выбросов в атмосферу определяются в соответствии с ГОСТ 17.2.3.02-78.

7.4.10. Расчет норм предельно допустимых выбросов устанавливается для каждого конкретного источника загрязнения атмосферы. При этом учитывается, что выбросы от всех имеющихся источников на ПХГ не должны создавать приземных концентраций, превышающих предельно допустимые нормы.

7.5. Охрана недр при эксплуатации нагнетательных скважин
7.5.1. Во избежание загрязнения поверхностных и подземных вод, засоления почв запрещается слив рассола, извлекаемого на поверхность при восстановлении приемистости нагнетательных скважин.

7.5.2. Отстойник, предназначенный для осаждения из строительного рассола нерастворимой взвеси, должен обеспечивать защиту почв, водоемов и подземных вод от загрязнения рассолом. По потоку грунтовых вод в непосредственной близости от отстойников следует располагать наблюдательные скважины, пробуренные на горизонт грунтовых вод для наблюдений за режимом грунтовых вод и своевременного обнаружения утечек из отстойника.

7.5.3. На полигоне нагнетательных скважин должна быть запроектирована сеть наблюдательных и контрольных скважин, пробуренных на основные пресные и другие используемые в народном хозяйстве водоносные горизонты, с целью наблюдения за их режимом и санитарным состоянием, и на поглощающий водоносный горизонт для контроля за процессом вытеснения пластовых вод строительным рассолом. Количество наблюдательных и контрольных скважин определяется проектом исходя из конкретных гидрогеологических условий района.
7.6. Охрана природной среды при сбросе строительного рассола

в поверхностные акватории
7.6.1. Использование водных поверхностных акваторий для сброса строительного рассола может производиться только с разрешения органов по регулированию использования и охраны вод после согласования с органами, осуществляющими государственный санитарный надзор, охрану рыбных запасов, и другими заинтересованными органами.

7.6.2. При сбросе рассола в морские акватории на стадии ТЭО следует осуществлять расчет ущерба биоте моря, базирующийся на натурных и лабораторных исследованиях. Основываясь на данных расчета, в проекте должны быть предусмотрены мероприятия, направленные на уменьшение негативного влияния на естественный режим моря от сброса рассола.

7.6.3. Сброс строительного рассола в морские акватории следует осуществлять рассредоточенно через специальный диффузор, длину и расположение которого относительно берега определяют по данным многолетних наблюдений за морскими течениями, преобладающими направлениями ветров, режимом приливов и отливов в месте предполагаемого сброса рассола.

7.6.4. Место прокладки подводного рассолопровода на судоходных участках необходимо отметить специальными информационными знаками (буями), запрещающими бросать якорь.

7.6.5. При сбросе рассола в поверхностные акватории недопустимо попадание в них вместе со строительным рассолом жидкого нерастворителя (дизтоплива, керосина и т.д.), применяемого при создании подземных резервуаров. Строительный рассол перед сбросом должен проходить предварительную очистку в специально запроектированных очистных сооружениях.

7.6.6. При сбросе рассола в поверхностные акватории допускается предусматривать предварительное разбавление строительного рассола пресными водами.

7.6.7. Выпарные карты для осуществления естественной выпарки строительного рассола следует располагать на малоценных землях (солончаки, высохшие и действующие соляные озера и т.д.).

7.6.8. Если в качестве выпарных карт предполагается использовать естественные понижения рельефа (соленые озера, овраги, балки и т.д.), то перед началом подачи рассола на естественную выпарку следует произвести земляные работы по сооружению защитных насыпных дамб в наиболее пониженных бортовых участках, предотвращающих бесконтрольное растекание строительного рассола по прилегающим территориям и обеспечивающих заданную проектом вместимость выпарных карт.

7.6.9. Территория размещения выпарных карт должна быть оборудована режимной сетью, включающей гидронаблюдательные скважины, предназначенные для наблюдений за режимом и санитарным состоянием грунтовых вод, и гидрологические посты для замера уровня строительного рассола и контроля за процессом естественной выпарки на каждой выпарной карте.

7.6.10. После завершения процесса естественной выпарки строительного рассола выпавшая в осадок соль собирается, а на участках размещения выпарных карт производится рекультивация земель в соответствии с требованиями ГОСТ 17.5.3.05-84.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1
ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАССТОЯНИЯ ОТ УСТЬЯ СКВАЖИН ДО ЗДАНИЙ

6.3.1 Оповещение об аварии

При получении сообщения об аварии на трубопроводе или падении давления на выходе НПС или трассе трубопровода, увеличении нагрузки на электродвигатели, оператор ЛПДС (НПС) должен сообщить об этом диспетчеру РДП, РНУ (УМН) и начальнику ЛПДС, НПС.

ABC, обходчики при осмотре трассы трубопровода и обнаружении выхода нефти/нефтепродукта на поверхность земли, водоема, водотока должны:

Сообщить о выходе нефти/нефтепродукта оператору НПС и диспетчеру РДП;

Продублировать сообщение по телефону или рации с ближайшей ЛПДС (НПС);

Приступить к ликвидации аварии, действуя согласно ПМЛЛПА.

Руководитель ЛПДС, на участке которого произошла авария, после получения сообщения об аварии, обязан доложить руководству РНУ (УМН), принять на себя руководство по ликвидации аварии до прибытия на место аварии руководителя работ от РНУ (УМН) или ответственного руководителя по ликвидации аварии, назначенного приказом по ОСТ.

После обнаружения аварии или аварийной утечки нефти/нефтепродукта ОСТ обязана уведомить об аварии в территориальный орган Ростехнадзора и другие инспектирующие органы.

Главный диспетчер ПАО «Транснефть» при получении информации о возникновении аварии или повреждения с выходом нефти/нефтепродукта должен:

Уточнить информацию об аварии (источник полученной информации, время, дата, наименование объекта, привязка по трассе, характер и последствия аварии, угроза нанесения ущерба, принятые меры, сведения об ответственном руководителе организации работ, периодичности представления информации о ходе производства АВР);

Доложить руководству и в отделы ПАО «Транснефть» об аварии, о принятых мерах и изменении ситуации в распределении грузопотоков;

Сообщить об аварии диспетчеру АО «Связьтранснефть»;

Осуществлять постоянный контроль за выполнением плана-графика и представлением информации в ПАО «Транснефть»;

Доложить руководству ПАО «Транснефть» о готовности объекта к возобновлению перекачки нефти/нефтепродукта.

6.3.2 Организация поиска места аварии

При поступлении сообщения об аварии, для определения места повреждения трубопровода, начальник ЛПДС, НПС должен оперативно выслать на трассу трубопровода патрульную (поисковую) группу и бригаду на закрытие линейных задвижек для локализации поврежденного участка, совместно с представителем службы безопасности.

Время на сбор патрульной группы устанавливается: в рабочее время - 0,5 ч, в нерабочее время -2 ч; время на обследование участка трубопровода не должно превышать: в светлое время - 3 ч, в темное (ночное) время -4 ч.

При благоприятных погодных условиях в светлое время суток обнаружение места аварии может проводиться с использованием воздушных транспортных средств.

Количество патрульных (поисковых) групп и время на обнаружение места аварии для конкретных участков МТ должны быть определены в ПМЛЛПА в зависимости от расположения повреждения на трассе, расстояния от места дислокации ABC до предполагаемого места повреждения, погодных условий, времени года и суток, наличия препятствий на трассе трубопровода (водных или других преград).

Патрульная группа, выезжающая на осмотр трассы и закрытие линейных задвижек, должна иметь оборудование, средства индивидуальной защиты, сигнальные знаки для ограждения и обозначения места разлива нефти/нефтепродукта, необходимый набор инструментов, инвентарь, материалы, а также средства связи. Перечень необходимого оборудования и материалов устанавливается отделом эксплуатации РНУ (УМН) с учетом состояния сооружений линейной части МТ.

При обнаружении места выхода нефти/нефтепродукта на поверхность земли, водоема, водотока патрульная группа должна немедленно сообщить об этом начальнику ЛПДС, НПС, диспетчеру РДП, указав при этом:

Точное место аварии;

Обстановку на местности;

Характер истечения и разлива нефти/нефтепродукта;

Наличие вблизи населенных пунктов, предприятий, водоемов, автомобильных и железных дорог и угрозы им от растекания нефти/нефтепродукта;

Состояние подъездных дорог и проездов.

Патрульная группа, обнаружившая выход нефти/нефтепродукта, должна:

Принять меры по предотвращению пожара, несчастных случаев;

Закрыть задвижки по команде диспетчера РНУ (УМН);

Обозначить место выхода и разлива нефти/нефтепродукта предупредительными знаками;

Принять меры по локализации растекания нефти/нефтепродукта;

В случае выхода нефти/нефтепродукта вблизи населенного пункта обратиться за помощью к представителям местных властей для организации работ по предотвращению растекания нефти/нефтепродукта.

Линейные задвижки на поврежденном участке закрываются в режиме телеуправления с РДП или по месту патрульной группой или бригадой направленной для этих целей.

6.3.3 Методы ликвидации аварий

Ликвидация аварий трубопровода может быть выполнена методами постоянного или временного ремонта.

К постоянным методам относится вырезка катушки или участка трубопровода с повреждением и вварка новой катушки или секции трубы (в соответствии с РД-23.040.00-КТН-140-11), заварка свищей с установкой «чопиков» (металлических пробок), приварка патрубков с заглушками. Единый порядок работ при проведении ремонта различными методами МТ с рабочим давлением до 6,3 МПа устанавливается в соответствии с РД-23.040.00-КТН-386-09.

В качестве временного метода аварийного ремонта могут быть применены на срок не более одного месяца установка необжимной приварной муфты, муфты с коническими переходами, галтельной муфты с обязательной последующей заменой их с применением методов постоянного ремонта.

Восстановление аварийного участка трубопровода путем вырезки и замены на новый проводится при:

Наличии на трубопроводе сквозной трещины в сварном шве и в основном металле трубы;

Разрыве кольцевого монтажного шва;

Разрыве продольного сварного шва или металла трубы.

Ремонт трубопровода путем вырезки и замены разрушенного участка на новый проводится с обеспечением безопасных условий выполнения сварочно-монтажных работ (остановки перекачки нефти/нефтепродукта, закрытия линейных задвижек, уборки разлитой нефти/нефтепродукта на месте повреждения, герметизации внутренней полости трубопровода).

При замене поврежденных участков ввариваемые катушки должны соответствовать следующим требованиям:

Катушки должны быть изготовлены из труб, прошедших гидравлические испытания давлением, величина которого должна быть не ниже давления, вызывающего в стенках труб кольцевое напряжение, равное 95 % от нормативного предела текучести (заводское испытательное давление) в соответствии со СП 36.13330.2012;

Труба, из которой изготовлена катушка, должна быть подвергнута дефектоскопии металла и сварных швов, не должна иметь дефекты в виде трещин, закатов, расслоений, вмятин, задиров и рисок на поверхности катушки;

Катушки должны иметь маркировку, паспорт и сертификат на трубу, из которой они изготовлены.

Технология ремонта методом замены участка должна соответствовать требованиям СП 86.13330.2014, ВСН 006-89, ВСН 012-88 и других нормативных документов.

Одиночные дефекты в виде сквозных отверстий (свищей) диаметром до 40 мм могут быть устранены установкой стального чопа и последующей обваркой. Чопы бывают двух конструктивных исполнений: гладкие чопы диаметром от 8 до 40 мм.

Для обеспечения плотности «чопики» изготавливаются диаметром до 40 мм конической формы с уклоном поверхности не более 1:10. «Чопик» не должен препятствовать прохождению очистных и внутритрубных инспекционных снарядов и выступать внутрь трубы более чем на 8 мм.

Гладкие чопы изготавливают из стали аналогичной основной трубе. В качестве резьбовых чопов используют болты по ГОСТ 7798 из стали прочностного класса 48 (Ст10, От 10 кп) или 46 (Ст20) с резьбой по всей длине.

Не допускается устанавливать более одного «чопика» по периметру поперечного сечения трубопровода. Расстояние между «чопиками» по продольной оси трубопровода должно быть не менее 0,5 м.

Повреждения типа сквозных коррозионных свищей или несанкционированные врезки могут ремонтироваться приваркой патрубков с заглушками.

При ремонте повреждений временными методами для прекращения течи нефти/нефтепродукта из трубопровода могут применяться накладные элементы с уплотняющей прокладкой, прижатой к поверхности трубы при помощи наружных центраторов, прижимных хомутов, струбцин, домкратов, с последующей обваркой накладных элементов и установкой на них муфт временного ремонта.

При ремонте повреждений путем применения ремонтных муфт и приваркой патрубков с заглушками технология их монтажа, применяемые материалы, контроль качества работ должны соответствовать РД-23.040.00-КТН-386-09.

При выполнении АВР, для опорожнения трубопровода и закачки собранной нефти/нефтепродукта, в трубопровод врезаются отводы с задвижками от DN 100 до DN 200.

Количество отводов с задвижкой определяется в зависимости от объема освобождаемого трубопровода.

Присоединяемый узел отвода, его конструктивные элементы должны быть выбраны и смонтированы с учетом диаметров отвода и магистрали, возможных нагрузок на МТ и соответствовать требованиям нормативных документов.

При выполнении АВР применяемые оборудование, арматура, материалы труб, муфт, усиливающих элементов, соединительных деталей трубопроводов, технология сборки и сварки должны соответствовать требованиям СП 36.133302012, требованиям СП 86.13330-2014, ВСН 006-89, ВСН 012-88 и других нормативных документов.

Аварии и аварийные утечки на линейных задвижках ликвидируются:

В сальниковых устройствах - донабивкой уплотнений сальниковых камер с помощью специальных приспособлений, после остановки перекачки при отсутствии избыточного давления в трубопроводе;

Во фланцевых соединениях (между крышкой и корпусом задвижки, на байпасах) -заменой прокладок с остановкой перекачки нефти/нефтепродукта и, при необходимости, с опорожнением участка трубопровода;

При разгерметизации корпуса задвижки либо потере работоспособности запорного устройства - заменой задвижки на новую путем остановки перекачки нефти/нефтепродукта по трубопроводу, опорожнением участка трубопровода от нефти/нефтепродукта, вырезки дефектной задвижки и монтажом новой задвижки.

6.3.4 Ликвидация аварий на участках МТ в обычных условиях

6.3.4.1 Общие сведения

АВР на МТ проводятся в следующей организационно-технологической последовательности:

Сооружение земляного амбара и сбор в него нефти/нефтепродукта, уровень заполнения нефтью/нефтепродуктом амбара должен быть ниже от верха обвалования на 1 м;

Подготовка ремонтной площадки и размещение на ней технических средств;

Вскрытие аварийного участка трубопровода и сооружение ремонтного котлована;

Освобождение аварийного участка трубопровода от нефти/нефтепродукта;

Вырезка дефектного участка трубопровода;

Герметизация (перекрытие) внутренней полости трубопровода;

Монтаж и вварка катушки;

Заварка контрольных отверстий и отверстий для отвода нефти/нефтепродукта;

Контроль качества сварных швов;

Пуск трубопровода, вывод его на эксплуатационный режим;

Изоляция отремонтированного участка трубопровода;

Засыпка трубопровода, восстановление обвалования.

Большинство этапов этих работ были описаны в разделе 5 настоящей части документа. Поэтому здесь целесообразно отметить только те этапы работ, которые отличаются от работ по ремонту дефектных участков.

6.3.4.2 Сооружение земляного амбара. Сбор нефти/нефтепродукта

Для предотвращения разлива и ограничения распространения нефти/нефтепродукта -т.е. возможности попадания вытекшей нефти/нефтепродукта в водоемы, водотоки, загрязнения лесных массивов, сельскохозяйственных угодий, населенных пунктов, дорог, животноводческих ферм с учетом рельефа местности - должны быть созданы земляные обвалования и амбары для сбора разлитой нефти/нефтепродукта.

В зависимости от характера аварии и местных условий для этой цели могут быть использованы существующие защитные сооружения, эластичные резинотканевые резервуары, естественные складки местности, резервуары близлежащих НПС, неповрежденные участки аварийного трубопровода или параллельно проложенные трубопроводы.

При сооружении земляных амбаров должны соблюдаться следующие условия:

Объем сооружаемого амбара должен обеспечивать прием разлитой, откачиваемой и вылившейся самотеком нефти/нефтепродукта из трубопровода;

Основание и стенки амбаров должны быть уплотнены или покрыты пленками;

Уровень заполнения нефтью/нефтепродуктом амбара должен быть ниже от верха обвалования на 1,0 м.

Амбар для сбора нефти/нефтепродукта должен быть устроен не ближе 100 м от места проведения АВР.

В целях предотвращения перелива нефти/нефтепродукта из амбара необходимо предусмотреть отвод и дренаж ливневых и грунтовых вод.

Для отвода разлитой нефти/нефтепродукта в амбар или в сторону обвалования должна быть устроена траншея или проложен временный трубопровод диаметром от 150 до 200 мм.

Сооружение земляного амбара и нефтеотводной траншеи осуществляется землеройными машинами (бульдозерами, экскаваторами) или с использованием энергии взрыва.

6.3.4.3 Подготовка ремонтной площадки и размещение технических средств

В зависимости от вида дефекта и технологии ликвидации аварии, применяемых и привлекаемых для этого технических средств, с учетом природно-климатических и погодных условий, рельефа местности, а также в соответствии с требованиями охраны труда и пожарной безопасности подготавливается ремонтная площадка.

Технические средства (сварочные агрегаты, насосно-компрессорные установки и другие несамоходные механизмы) должны устанавливаться на спланированной горизонтальной площадке.

Размеры площадки определяются габаритными размерами механизмов, условиями их обслуживания. При этом механизмы должны находиться на расстоянии не менее 1 м от края площадки.

При сооружении ремонтной площадки, при необходимости, следует выполнить мероприятия по отводу поверхностных вод путем сооружения отводной (обводной) канавы, водосборного котлована или защитной дамбы выше ремонтной площадки.

Площадка для проведения ремонтно-восстановительных работ должна быть подготовлена до начала работ по вскрытию трубопровода.

6.3.4.4 Освобождение аварийного участка трубопровода от нефти/нефтепродукта. Освобождение аварийного участка трубопровода от нефти/нефтепродукта может проводиться:

Самотеком через поврежденное место и откачкой её в амбар для сбора по временному трубопроводу;

Откачкой передвижными насосными агрегатами в земляные амбары и другие емкости;

Откачкой из поврежденного трубопровода в параллельный трубопровод;

Откачкой передвижными насосными агрегатами за линейную задвижку или перевальную точку.

Врезка отводов вантузных задвижек с усиливающими воротниками допускается в случае их вырезки после окончания АВР.

Насосные агрегаты (установки) для откачки или закачки нефти/нефтепродукта должны устанавливаться от амбара или места закачки нефти/нефтепродукта в трубопровод на расстоянии не менее 50 м.

После перекрытия аварийного участка при пропуске отсекающих задвижек, осуществляется отвод («перехват») поступающей нефти/нефтепродукта путем резки в трубопровод на нижней точке по профилю трассы отверстия диаметром до 12 мм или вантузной задвижкой диаметром 100 мм. Количество отверстий или врезаемых патрубков определяются объемом пропускаемой нефти/нефтепродукта задвижками.

Одновременно с освобождением трубопровода должны продолжаться работы по сбору разлитой нефти/нефтепродукта, предотвращению дальнейшего распространения её по поверхности земли, попаданию в населенные пункты, водоемы, реки, на железнодорожные и автомобильные магистрали.

После ремонта нефть/нефтепродукт из земляных амбаров и других емкостей передвижными насосными агрегатами по временному трубопроводу должна быть закачана в трубопровод.

6.3.4.5 Вырезка дефектного участка

Способ вырезки дефектных участков выбирается в зависимости от конкретных условий, наличия соответствующих технических средств и условий безопасности ведения работ.

Вырезка дефектной катушки производится после подготовки ремонтного котлована, очистки его от нефти/нефтепродукта, подготовки трубопровода (зачистки от грязи, изоляции) в местах резки.

Перед вырезкой поврежденного участка, на трубопроводе должны быть установлены шунтирующие перемычка.

В остальном вырезка дефектных участков аналогична работам, описанным в разделе 5 настоящей части документа.

6.3.4.6 Контроль качества сварных швов

Все сварные швы, выполненные при ликвидации аварий, должны обозначаться личным клеймом сварщика.

Стали труб и соединительных деталей, применяемых при монтаже и соединении сваркой в ходе АВР на трубопроводе, по своим механическим свойствам и химическому составу должны быть аналогичными стали труб ремонтируемого трубопровода и отвечать требованиям СП 36.13333.2012

В процессе сборки и сварки стыков ремонтируемого участка трубопровода мастером ABC должен осуществляться пооперационный контроль качества сварочных работ.

Все сварные швы подлежат ВИК в объеме 100 %.

Все законченные сварные стыки после очистки их от шлака, брызг металла подвергаются внешнему осмотру непосредственными исполнителями.

Все монтажные сварные стыки, выполненные дуговой сваркой, в условиях центральной базы производственного обслуживания при заготовке деталей конструктивных элементов или на трассе трубопровода, при замене дефектного участка, подлежат ВИК и

контролю физическими методами в объеме 100% с учетом требований СП 86.13330.2014, ВСН 012-88, РД-25.160.10-КТН-016-15 и других нормативных документов.

Все кольцевые стыковые сварные швы подлежат ВИК и РК в объеме 100 %. Угловые сварные швы, продольные швы при монтаже муфт, выполненные на трубопроводе при ремонтных работах, подлежат ВИК и УЗК в объеме 100 %.

Сварные швы, соединяющие трубы, арматуру или детали с разной толщиной стенок, подлежат ВИК, РК и УЗК в объеме 100 %.

Наплавки на стенке трубопровода, выполненные при устранении повреждений (коррозионных повреждений, рисок, царапин), а также швы обваренных «чопиков», болтов подлежат ВИК, контролю магнитографическим или ультразвуковым методами в объеме 100%.

Сварные соединения считаются годными, если по результатам визуального контроля
и обмера, а также после контроля неразрушающими методами удовлетворяют требованиям
СП 86.13330.2014, ВСН 006-89 и в них не обнаружены дефекты или при обнаружении
дефектов, величина, количество и плотность распределения которых не превышает
допустимые нормативные значения.

Сварные соединения, в которых по результатам контроля обнаружены недопустимые дефекты (признанные «негодными»), подлежат удалению или ремонту.

6.3.4.7 Засыпка ремонтного котлована

Засыпать ремонтный котлован следует после завершения изоляционных работ, проверки качества изоляции с учетом требований СП 86.13330.2014, РД 39-00147105-015-98.

При засыпке ремонтного котлована, расположенного в скальных, гравийных и галечниковых грунтах, подсьшку под трубопровод следует выполнить из мягкого грунта толщиной не менее 20 см с подбивкой и выполнить присыпку над ним таким же грунтом на высоту 20 см над верхней образующей трубы.

После подбивки грунта под трубопровод проводится окончательная засыпка ремонтного котлована минеральным грунтом, осуществляемая бульдозером с одной или с обеих сторон траншеи, с устройством по верху котлована валика с учетом последующей осадки грунта. По ширине валик должен перекрывать котлован не менее чем на 0,5 м в каждую сторону. При необходимости, производится засыпка экскаваторами или другими техническими средствами.

6.3.5 Ликвидация аварий на участках МТ, расположенных на болотах

Ликвидация аварий на участках МТ с применением мобильно дорожного покрытия (МДП) регламентируется документом СТО-00204961-00.1-2008 (выдержки из документа приведены в приложении А).

На рисунке 6.1 приведены мобильное покрытие МДП (а) и процесс укладки МДП на болоте.

Рисунок 6.1 – Мобильное покрытие МДП (а) и процесс укладки МДП на болоте.

При ликвидации аварий на болотах, отключение аварийного участка, освобождение трубопровода от нефти/нефтепродукта, герметизация внутренней полости трубопровода, вырезка дефектного участка, монтаж и сварка катушки, ремонт дефектных мест без замены катушки, организация пуска трубопровода выполняются в соответствии с требованиями для обычных условий.

ABC, обслуживающие болотистые участки трассы, должны оснащаться дополнительными техническими средствами, предназначенными для работы на болотистой местности.

Поиск места аварии, а также доставка технических средств, материалов и ремонтного персонала к месту ведения АВР осуществляется с использованием воздушного и наземного транспорта высокой проходимости.

Основные особенности ведения АВР в условиях болот заключаются в необходимости проведения следующих мероприятий:

Повышение несущей способности болота;

Сооружения пешеходных дорог, ремонтной и вертолетной площадок;

Ремонтный котлован на болотах I и II типа может быть сооружен с креплением и без крепления стенок, комбинированным методом – с креплением стенок и применением ремонтной герметичной камеры;

Котлован для сбора нефти/нефтепродукта может быть разработан: за пределами болота на твердом грунте – при помощи энергии взрыва или землеройными механизмами; непосредственно на болоте – с использованием энергии взрыва;

Работа по сбору разлития нефти/нефтепродукта заключается в: ограждении места разлитой нефти/нефтепродукта;

Подготовки земляных обвалований, котлованов, резинотканевых резервуаров и других емкостей; прокладке сборно-разборных трубопроводов или создание дренажных траншей; откачке нефти/нефтепродукта в подготовленные емкости;

Очистка поверхности болота от остатков нефти/нефтепродукта может быть осуществлена путем смьша нефти/нефтепродукта с поверхности болота или выжигания (допускается как исключение).

6.3.6 Ликвидация аварий на подводных переходах магистральных трубопроводов

Способ ремонта трубопровода подводного перехода МТ (ППМТ) выбирается в зависимости от вида и характера повреждения.

Ремонт свищей и трещин на поперечных швах трубопровода может осуществляться применением временного метода с установкой обжимной или галтельной муфт.

При разрушении металла трубы, сварного шва ремонт трубопровода должен проводиться с заменой дефектного участка.

Для ликвидации аварий на ППМТ, с разгерметизацией трубопровода и выходом нефти/нефтепродукта, необходимо:

Остановить перекачку нефти/нефтепродукта;

Закрыть береговые задвижки и отключить аварийный участок трубопровода;

Установить ограждения, препятствующие распространению нефти/нефтепродукта в водном объекте, и организовать сбор разлившейся нефти/нефтепродукта;

Определить место и характер повреждения ППМТ;

Определить объемы ожидаемой утечки;

Организовать доставку людей и технических средств к месту аварии;

Организовать ремонт поврежденного (разрушенного) участка ППМТ одним из способов, указанных в ПМЛЛПА;

Испытать отремонтированный участок трубопровода.

При поступлении сообщения о появлении нефти/нефтепродукта на водной поверхности, берегах водного объекта диспетчер РДП должен немедленно остановить перекачку, направить на место расположения ППМТ группу патрулирования ABC для определения места выхода нефти/нефтепродукта (утечка из резервной или основной нитки ППМТ), изучения ситуации. При необходимости на судоходных реках должны быть приняты меры по предупреждению судов об опасности.

Диспетчер в случае выхода нефти/нефтепродукта из основной (резервной) нитки ППМТ, по согласованию с руководством РНУ (УМН) и диспетчером ОСТ, вводит в работу резервную (основную) нитку, отключив аварийную нитку, путем переключения береговых задвижек. При возникновении аварии на ППМТ во время работы обеих ниток, диспетчер должен остановить перекачку нефти/нефтепродукта, отключить нитки закрытием задвижек и принять меры по определению места аварии. Перекачка нефти/нефтепродукта должна быть возобновлена по исправной нитке.

На место аварии немедленно направляются подразделения ABC и водолазные бригады участков подводно-технических работ.

Подразделения ABC, прибывшие на место аварии, должны выставить предупреждающие знаки и принять меры по ограждению и охране места выхода нефти/нефтепродукта.

В ПМЛЛПАдля каждого ППМТ должны быть приведены зоны возможного распространения нефтяного загрязнения и даны рекомендации по локализации и сбору нефти/нефтепродукта с поверхности реки или водоема.

Зоны возможного распространения нефтяных загрязнений для каждого конкретного ППМТ, эксплуатирующегося в системе МТ, определяются при проведении учений по локализации и ликвидации последствий возможных аварий на ППМТ или методами экспериментальной гидрологии на масштабных лабораторных моделях.

Основными факторами, определяющими скорость и направление распространения нефтяного загрязнения по водной поверхности, являются:

Скорость течения реки на участке русла в створе ППМТ, а также в прилегающих рукавах реки;

Профиль трассы трубопровода ППМТ;

Рельеф береговой зоны на участке ППМТ, рельеф дна реки, наличие береговой и донной растительности;

Гидрометеорологические и климатические условия в момент возникновения и в период ликвидации аварии;

Характер повреждения стенки трубопровода ППМТ;

Объем утечки нефти/нефтепродукта из поврежденного участка.

Задержание и сбор нефти/нефтепродукта на малых реках и водоемах может осуществляться созданием временных или постоянных запруд или дамб с водоспускными трубами. Конструкции этих запруд и дамб, их места расположения определяются при разработке ПМЛЛПА.

Локализация нефти/нефтепродукта на поверхности водных объектов осуществляется установкой боновых заграждений. Боновые заграждения могут устанавливаться в несколько рядов в зависимости от объема и интенсивности выхода нефти/нефтепродукта, по возможности, они должны полностью перекрывать русло реки, с учетом различных факторов. На мелких реках, на заранее выбранных и подготовленных местах, могут быть использованы также специальные маты из соломы, камыша, бревен и т.п. Уловленную нефть/нефтепродукт направляют вдоль ограждения к нефтесборщикам или к берегу для последующей откачки.

Из всего многообразия боновых заграждений можно выделить: ленточные, щитовые, трубчатые и многотрубчатые боны.

Ленточные боны отличаются наличием ровной, плоской по всей длине заграждения, нефтеулавливающей поверхности с грузами в ее нижней части и поплавками, крепящимися односторонне (реже двусторонне) к ее верхней части. В водоемах образуют ровную, жесткую по всей длине нефтеудерживающую поверхность. Состоят из секций длиной от 5 до 30 м. Нефтеудерживающие секции состоят из нефтеулавливающих пластин, выполненных из высокопрочных полимерных материалов (полиэтилена, полихлорвинила, полиуретана и др.). Общая высота секций может варьироваться от 300 до 1000 мм.

Щитовые боны имеют множество поплавков квадратной (прямоугольной) формы, расположенных вертикально относительно поверхности воды, с расположенными между ними мягкими межпоплавковыми пространствами. Это позволяет формировать из них заграждения любого вида и формы, компактно складывающихся на воде и суше.

Трубчатые боны имеют объемные, расположенные горизонтально относительно поверхности воды поплавковые камеры, в сечении имеющие форму круга, прямоугольника, ромба. Боны данного типа образуют нефтеудерживающий барьер с повышенной устойчивостью в потоке к волновому и ветровому воздействию.

Многотрубчатые боны отличаются тем, что нижняя часть секций у. них выполнена в виде одной или двух мягких пустотелых секций, заполняемых при эксплуатации водой. Вследствие этого боны получили название «гидробалластные».

Данная группа боновых заграждений является земноводной, т. е. может быть использована как в условиях открытых акваторий, так и прибрежной полосы водоемов, болот и суши.

Следует отметить, что часть трубчатых и многотрубчатых бон предназначена для реализации сорбционного и сорбционно-механического способа локализации аварийных разливов нефти/нефтепродуктов. Сорбционные боновые системы отличаются от вышеописанных бонов наличием у них сетчатой или ячеистой наружной оболочки, способной пропускать через свою поверхность нефтяные загрязнения, и присутствием внутри бонов абсорбентов, обладающих высокой поглотительной способностью.

Основными областями применения трубчатых сорбционных бонов являются концентрирование и сбор незначительных по площади нефтяных загрязнений на водной поверхности и грунте, защита береговой зоны.

Локализацию и ликвидацию аварийных разливов/нефтепродуктов на водоемах очень часто осуществляют в условиях, при которых опасность возникновения возгорания яефтезагрязнений очень высока. Особенно это касается аварийных разливов сырой нефти/нефтепродуктов с большим содержанием легколетучих фракций. Для этих целей разработаны огнестойкие боны, которые могут осуществлять свои технологические функции в условиях прямого контакта с горящей нефтью/нефтепродуктом.

Способы и места установки заграждений и объемы подготовительных мероприятий, с учетом местных условий и времени года, должны быть предусмотрены в ПМЛЛПА для ППМТ и отработаны на учениях по ликвидации аварий на ППМТ.

С поверхности воды нефть/нефтепродукт следует собирать нефтесборщиками или откачивать ее насосами (в смеси с юдой) в специальные емкости (резинотканевые емкости), устраиваемые на берегу, с целью последующей ее утилизации.

В пассивных нефтесборщиках перемещение нефтяной пленки к нефтесборному узлу осуществляется путем ее пассивного перемещения вместе с поверхностным слоем воды. Движение поверхностного слоя воды к нефтесборщику может быть обусловлено непосредственно током движения воды в водоеме или создаваться искусственно за счет его откачки. По принципам устройства нефтезаборного узла в составе пассивных нефтесборщиков можно выделить пороговые нефтесборщики и лотковые нефтесборщики.

Отличительной особенностью активных нефтесборщиков является то, что перемещение нефтяной пленки к нефтесборному узлу обеспечивается непосредственно самим нефтесборщиком.

Особую группу составляют вихревые и вакуумные нефтесборщики. Вследствие специфики их принципиального устройства, обусловленного всасыванием нефти/нефтепродукта вместе с поверхностным слоем воды, как правило, в их состав входят приемно-разделительные емкости. В данных емкостях происходит разделение фаз с возвратом воды в водоемы. Однако, в отличие от пассивных нефтесборщиков, в связи с отсутствием активного перемешивания при транспортировке в шлангах, сбрасываемые воды имеют минимальный уровень загрязнения и не оказывают существенного влияния на общий уровень загрязнения водоемов.

Объемы емкостей и способы утилизации собранной нефти/нефтепродукта также определяются при разработке ПМЛЛПА.

Места устройства заграждений на водотоках, определенные согласно ПМЛЛПА, уточняются ответственным руководителем по ликвидации аварий, с учетом конкретных обстоятельств в каждом случае, с таким расчетом, чтобы ко времени подхода головной части нефтяного пятна были закончены работы по сооружению заграждений.

6.3.7 Особенности ликвидации аварий в горных условиях, на переходах через железные и автомобильные дороги

6.3.7.1 При ликвидации аварии в горных условиях производство работ сводится к восстановлению работоспособности трубопровода и укреплению грунта в районе его прохождения.

Производство земляных работ должно выполняться с учетом требований СНиП Ш-42-80*.

При производстве работ в горных стесненных условиях должны быть приняты меры против повреждения самого трубопровода в процессе ремонта, а рабочие механизмы должны размещаться на полке в технологической последовательности и иметь возможность беспрепятственно отходить после отработки, не задерживая выполнения последующих операций АВР.

Площадки для проведения работ устраиваются в зависимости от рельефа и характеристики грунтов в виде выемки или полунасыпи-полувыемки. При невозможности устройства горизонтальных площадок в горных условиях должны приниматься меры по обеспечению устойчивости механизмов путем закрепления их упорами и якорением за деревья, тракторы, механизмы.

При работе на склонах крутизной более 35° рабочие должны быть обеспечены съемными металлическими подковами; при работе на откосах высотой более 3 м и крутизной более 45° работающие закрепляются предохранительными поясами, закрепляемыми за стальной штырь. Штыри заделываются в пробуренных шпурах на 0,5 м в скальных и 0,7 м в связанных грунтах.

Земляные работы на участках с поперечным уклоном до 8° и продольным уклоном 15° должны выполняться механизмами на колесном и гусеничном ходу обычными методами, на косогорах с поперечным уклоном более 8° и продольным уклоном более 15° устойчивость механизмов обеспечивается устройством полок и/или анкеровкой. В этом случае способ закрепления, количество анкеров или марка удерживающих механизмов, выбор троса для закрепления должны быть определены в ПМЛЛПА с учетом ситуации местности и возможных обстоятельств.

При восстановлении трубопровода на участках в скальных грунтах необходимо учитывать трудность создания ремонтного котлована в стесненных условиях непосредственно у трубопровода. Разработка грунта должна проводиться после предварительного рыхления, осуществляемого механическим или взрывным способом.

Остальные операции восстановительного ремонта трубопроводов в скальных грунтах выполняются обычным способом.

Производство работ по ликвидации аварии, методы выполнения технологических операций, с учетом местных условий, должны быть определены в ПМЛЛПА.

6.3.7.2 Аварии на переходах трубопроводов через автомобильные и железные дороги ликвидируются, как правило, путем замены дефектного участка новым.

Выполнение АВР на переходах МТ через автомобильные и железные дороги включает следующие операции:

Монтаж и сварка участка трубопровода рядом с ремонтируемым трубопроводом;

Вскрытие участка;

Создание рабочего и приемного котлована;

Освобождение от нефти/нефтепродукта участка трубопровода;

Вырезка участка трубопровода в рабочем котловане необходимой длины для демонтажа поврежденного участка;

Вытаскивание поврежденного участка трубопровода из кожуха;

12.3.1 К технологиям ликвидации аварий и технологическим операциям при производстве аварийно-восстановительных работ предъявляются следующие требования:

Восстановление герметичности трубопроводов, оборудования и сооружений объектов МН;

Обеспечение проектного уровня характеристик и несущей способности ремонтируемого нефтепровода или оборудования;

Обеспечение минимального времени простоя МН при ремонте;

Минимальное воздействие на окружающую среду, соседние коммуникации и объекты;

Обеспечение и сохранение проектных величин и характеристик ремонтируемого объекта, сооружения или оборудования, НПС, ПНБ, ППН, ССН.

12.3.2 Все работы по локализации и ликвидации аварий на МН должны производиться на основе планов ликвидации возможных аварий, планов тушения пожаров и в соответствии с Инструкцией по ликвидации аварий и повреждений на МН, Правилами безопасности при эксплуатации МН, Правилами пожарной безопасности при эксплуатации МН и настоящими Правилами.

12.3.3 Пожарная безопасность при ликвидации аварий должна обеспечиваться силами подразделений ГПС МВД РФ, отрядами ведомственной военизированной охраны (ВВО) ОАО МН и добровольными пожарными дружинами (ДПД) подразделений филиалов ОАО МН

12.3.4 Связь в аварийной ситуации организуется и обеспечивается работниками специализированного предприятия связи.

12.3.5 При возникновении аварии или инцидента в нефтенасосной, резервуарном парке, на технологических трубопроводах, причальных сооружениях НПС, нефтебазе сменный инженер (дежурный оператор) должен организовать локализацию места аварии, поставить в известность диспетчера филиала ОАО МН и диспетчера ОАО МН и руководство НПС, ЛПДС, нефтебазы, принять меры по обеспечению нормальной работы оборудования.

При возникновении пожара сменный инженер (сменный оператор) должен отключить загоревшееся оборудование или сооружение, сообщить о случившемся в подразделения ВВО и ГПС МВД, диспетчеру филиала ОАО МН, далее действовать согласно плану тушения пожара.

12.3.6 При получении сообщения об аварии на линейной части МН диспетчер филиала ОАО МН обязан доложить о случившемся руководству филиала ОАО МН, диспетчеру ОАО МН, отправить группы наземного или воздушного патрулирования с целью определения точного места, вида и характера аварии.

12.3.7 С учетом тяжести аварии и местных условий руководством ОАО МН и его филиалов принимается решение о направлении сил и средств для ликвидации аварии собственными силами или по согласованию с ОАО МН с привлечением АВС соседних филиалов ОАО МН, спецподразделений, а также материальных и технических средств и персонала близлежащих сторонних организаций.

12.3.8 О возможном распространении разлившейся при аварии нефти, о границах взрыво- и пожароопасной зоны, а также для принятия совместных мер по обеспечению безопасности населенных пунктов и производственных объектов и по защите окружающей среды должны быть оповещены местные органы власти и управления, подразделения ГПС МВД, владельцы коммуникаций технического коридора, землевладельцы и организации, расположенные в районе аварии и в пределах зоны возможного разлива нефти.

12.3.9 Информация об аварии должна быть передана в Компанию, в Госгортехнадзор России и другие государственные органы и ведомства.

12.3.10 Для оперативного руководства ликвидацией аварии должен быть организован командный пункт, оборудованный техническими средствами передачи и фиксирования команд и докладов, поступающих в процессе ликвидации аварии.

12.3.11 Руководство аварийно-восстановительными работами должны осуществлять: при возникновении аварии на объектах НПС, ЛПДС, нефтебаз – начальник ЛПДС, директор нефтебазы или технические руководители; при аварии на линейной части МН – ответственный руководитель по ликвидации аварии.

При воспламенении нефти с последующим пожаром руководство тушением пожара осуществляется должностным лицом ВВО ОАО МН или ГПС МВД РФ.

Руководство работами по ликвидации аварий в начальный период до назначения приказом ответственного лица, указанного в 12.2.8, 12.2.10, возлагается на начальника (директора) или на технического руководителя ЛПДС (НПС), ПНБ, ППН, ССН, на объектах которого произошла авария.

12.3.12. При возникновении аварии на нефтепроводе лицо, ответственное за ликвидацию аварии, обязано:

Срочно прибыть на место аварии;

Определить возможный объем стока нефти и организовать сбор вытекшей нефти;

Принять меры, исключающие возможности попадания её на территорию населенных пунктов, в водоемы, охранные зоны железных, шоссейных дорог, а также исключающие возможность возгорания разлитой нефти;

Определить возможность опорожнения поврежденного участка от нефти в ближайшие резервуарные парки НПС, нефтебазы или аварийные амбары;

Организовать ликвидацию аварии и её последствий.

12.3.13 Производство аварийно-восстановительных работ зависит от характера и места аварии, напряженности перекачки нефти по нефтепроводу и других обстоятельств. Способ ликвидации аварии, технологические операции по выполнению работ должны быть выбраны в зависимости от вида аварии и выполняться в соответствии с инструкцией по ликвидации аварий и повреждений на МН и другими действующими правилами и инструкциями.

12.3.14 На месте проведения сварочных работ и на ремонтируемом участке нефтепровода концентрация паров и газов не должна превышать предельно допустимую взрывобезопасную концентрацию: 5 % величины нижнего предела воспламенения данного пара или газа в воздухе (для нефти в объемных долях 0,07 % или 2,1 г/м 3).

В случае превышения в воздухе рабочей зоны установленных значений ПДК (для нефти 0,01% об. или 0,3 г/м 3) работы необходимо проводить в средствах индивидуальной защиты органов дыхания.

Если огневые работы продолжаются несколько дней и не исключена возможность внезапной утечки газов и паров, то перед началом и через каждый час во время этих работ необходимо контролировать состояние воздушной среды в местах проведения ремонта и в ремонтируемом трубопроводе.

Анализ проводится после каждого перерыва и в случае, если у работающих возникают опасения возможности появления газов и паров нефти на рабочем месте.

12.3.15 Восстановление объектов МН после аварии должно вестись по проекту или исполнительно-технической документации на их строительство. Применяемые при производстве работ оборудование и материалы должны отвечать назначению, иметь паспорта и сертификаты.

Приемка и пуск объектов (насосных, резервуаров, подстанций и т.д.), НПС, нефтебаз после ликвидации аварии и восстановление производятся в порядке, указанном в разделе 2 настоящих Правил.

Пуск нефтепровода после ликвидации аварии осуществляется согласно требованиям, предусмотренным в инструкции по ликвидации аварий и повреждений на МН.

12.3.16 Последствия аварии в виде нарушения ландшафта механизмами, загрязнения нефтью почвы, растительности и водоемов должны быть ликвидированы в сроки, согласованные с местными органами власти. Обоснованные претензии органов санитарно-эпидемиологического надзора, других надзорных органов, землепользователей должны быть выполнены.

 

Возможно, будет полезно почитать:

• Аббатство - это католический монастырь ;
• Самые распространенные расклады ;
• Быт и обычаи Обычаи и нравы 19 века ;
• К чему снятся жабы и лягушки: мужчине, девушке, женщине, беременной – толкования разных сонников ;
• Основные характеристики марса ;
• Должностная инструкция транспортного экспедитора ;
• Татаро-монгольское иго или история о том, как ложь стала правдой ;
• Журавль толкование сонника ;