Мероприятия по предупреждению и предотвращению чрезвычайных ситуаций техногенного и природного характера

Основными взрыво и пожароопасными, вредными и токсичными веществами, находящими в производстве являются: нефть с попутным нефтяным газом, химические реагенты.

Технологическая схема и комплектация основного оборудования гарантируют непрерывность производственного процесса за счет оснащения технологического оборудования системами автоматического регулирования, блокировки и сигнализации.

Технологическое оборудование по возможности размещено на открытых площадках, что уменьшает вероятность образования взрывоопасных смесей.

Система сбора и транспорта нефти полностью герметизирована. Вся аппаратура, в которой может возникнуть давление, превышающее расчетное, оснащена предохранительными клапанами, которые выбраны с учетом требований «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» .

Объекты и сооружения размещены на безопасном расстоянии от смежных предприятий и при аварии, или взрыве или пожаре не могут для них представлять серьезной опасности. В целях предотвращения разлива нефти площадки наружных технологических установок имеют бордюрное ограждение.

Технологические аппараты перед остановкой на ремонт необходимо пропаривать до достижения в них концентрации вредных веществ, не превышающей предельно-допустимую норму.

Наиболее пожароопасными объектами являются:

• — блок печей нагрева нефти;
• — насосная перекачки нефти;
• — резервуары РВС-5000;
• — технологическая установка;
• — установка ввода реагентов.

Пожарная безопасность обеспечивается степенью огнестойкости строительных конструкций, соответствующей категории производства котельной, автоматикой безопасности котлов по топливу, наличие пожарного водопровода и инвентарных средств пожаротушения.

В процессе эксплуатации УПСВ, следует осуществлять систематический контроль за осадкой фундаментов емкостей, насосов, трубопроводов, факела, основания резервуаров.

Профилактический осмотр оборудования станции должен производиться по графику, утвержденному главным инженером ТПДН.

Через каждый год работы необходимы зачистка и внутренний осмотр емкостей и резервуаров. Необходимо постоянно контролировать дозировку химических реагентов. Следует систематически следить за состоянием факела и факельного газопровода (даже неработающих — для чего не реже одного раза в 10 суток нужно продувать факельную систему газом из газопровода.

Территория установки и отдельных ее сооружений должна быть освещена по нормам техники безопасности и пожарной безопасности. Вентиляторы и вытяжные устройства должны быть в исправности. Должны быть надежными связь и аварийная сигнализация. Подъезды к установке должны быть исправными в любое время года. Все электрооборудование в пределах взрывоопасной зоны должно быть взрывозащищенным с уровнем взрывозащиты в соответствии с категорией и группой взрывоопасной смеси. УПСВ должна быть оснащена средствами пожаротушения по перечню, согласованному с местными органами пожарного надзора, укомплектована средствами индивидуальной защиты, спецодеждой и предохранительными приспособлениями в соответствии с действующими «Типовыми отраслевыми нормами бесплатной выдачи спецодежды, спецобуви и предохранительных приспособлений рабочим и служащим предприятий нефтяной и газовой промышленности» .

На все основные трубопроводы должна быть нанесена отличительная окраска и направление потока рабочей среды по ГОСТ 14 202.

Слесарный и такелажный инструмент, применяемый при ревизии и ремонте, должен исключать искрообразование.

К обслуживанию допускаются лица, ознакомленные с конструкцией, принципом действия и порядком работы УПСВ в целом.

Обслуживание может быть поручено лицам не моложе 18 лет, обученным и имеющим удостоверение, выданное квалификационной комиссией предприятия или организацией, проводившей обучение по программе, утвержденной в установленном порядке.

К работе по монтажу, проверке, настройке и обслуживанию первичных измерительных приборов должны допускаться лица, имеющие допуск не ниже 3 квалификационной группы по технике безопасности согласно «Правилам техники безопасности при эксплуатации электроустановок» (ПТБ) глава В1-Г «Требования к персоналу, обслуживающему электроустановки» .

В операторной должен быть вахтенный журнал, куда записываются все неисправности, замеченные дежурным, а также основные параметры работы УПСВ.

При приеме дежурства необходимо ознакомиться с записями в вахтовом журнале, осмотреть станцию и убедиться в исправности технологического оборудования.

На территории установки запрещается применение открытого огня. При отсутствии электроосвещения разрешается пользоваться только взрывобезопасными переносными источниками освещения.

Отбор проб нефти через неисправные пробоотборники не допускается. Не допускается скопления разлитой нефти на территории. Запрещается производить какие-либо ремонтные работы на технологических емкостях и трубопроводах, находящихся под давлением. Запрещается использовать в работе неисправное оборудование и инструмент.

В случае образования ледяной пробки в трубопроводах, находящихся под давлением, необходимо отключить замороженный участок от общей системы, разогреть снаружи паром или горячей водой.

Обслуживающий персонал должен следить за чистотой оборудования и прилегающей территории.

При ведении ремонтных работ внутри технологической емкости необходимо отключить ее на линиях входа и выхода продукта, слить остатки через дренажную линию, пропарить и провентилировать емкость, отглушить стандартными заглушками. На проведение ремонтных работ должен быть оформлен документ в установленном порядке.

При эксплуатации факела следует соблюдать требования «Правила устройства и безопасной эксплуатации факельных систем». ПУ и БЭФ-91, ПБ 09−12−92. Госгортехнадзор России, 21.04.92 г.

Сброс газа в атмосферу от рабочих предохранительных клапанов осуществляется через стояк на высоте 5 м от наиболее высокой площадки обслуживания аппаратов.

При непрерывной работе рабочих предохранительных клапанов более 5 мин. необходимо выявить и устранить причины повышения давления. При невозможности устранения следует остановить установку до выяснения причин.

В период выброса газа в атмосферу с предохранительных клапанов должны быть приостановлены строительно-монтажные и другие работы на площадке, заглушены двигатели. Работы возобновляются после прекращения выбросов и проверки территории с помощью газоанализаторов.

Содержание газа в воздухе не должно превышать 20% от нижнего предела взрываемости.

Курение разрешается только в специально отведенных местах, согласованных с пожнадзором.

Источником производственного и противопожарного водоснабжения УПСВ являются артезианские скважины.

Подготовка хозяйственно-питьевой воды осуществляется на станции обезжелезивания. На площадке УПСВ находится операторная, в которой смонтированы вторичные приборы контроля производства и ключи управления электрозадвижками. В операторной смонтированы щиты управления системой пожаротушения.

На УПСВ смонтированы три раздельные системы пожаротушения:

• — пенотушение,
• — противопожарный водовод,
• — азототушение.

На площадке УПСВ смонтирована установка автоматического пенопожаротушения, включающая в себя:

• — емкости для хранения 6% раствора пенообразователя, V=10 м³ — 2 шт
• — емкости для хранения пенораствора V=100 м³ — 2 шт;
• — насосная пожаротушения с насосными агрегатами 4Д 200−90−2 шт; К 65−30−2 шт;
• — резервуары противопожарного запаса воды V=1000 м³ — 2 шт.;
• — система трубопроводов пенного пожаротушения;
• — станция управления противопожарной автоматики
• — генераторы пены ГПСС-2000 — 6 шт.;
• — генераторы пены ГПС-600 — 20 шт.

Система пенопожаротушения предназначена для подачи раствора пенообразователя к стационарноустановленным генераторам пены ГПСС-2000, расположенными на РВС-5000, ГПС-600 и всех помещениях с категорией производства «А».

В качестве огнетушащего средства принимается пена средней кратности, получаемая из 6% -ного водного раствора пенообразователя.

Пенная установка состоит из насосной пожаротушения, двух резервуаров (V=100 м³) для хранения готового раствора пенообразователя, емкости (V=10 м³) для пенообразователя, растворопроводов сухотрубов, узлов задвижек и генераторов пены.

Производительность пенной установки принята из расчета тушения пожара на одном из РВС-5000. Расчетное время тушения пожара — 10 минут, запас раствора пенообразователя в емкостях V=100 м³ обеспечивает действие установки в течение трехкратного расчетного времени тушения одного пожара (30 минут). В емкости V=10 м³ хранится 100% -ный резервный запас пенообразователя.

Подача раствора пенообразователя от емкостей V=100 м³ к пеногенераторам осуществляется насосом 1Д 200−90 через узлы задвижек, которые расположены в насосной станции. Всасывающие и напорные трубопроводы до узлов задвижек заполнены раствором пенообразователя, при этом напорные находятся под давлением, поддерживаемым с помощью водовоздушного бака V= 4 м³, заполненного раствором (не менее ½ от объема) и сжатым воздухом (Р до 0,6 МПа), подаваемого в бак с помощью компрессора СО-7Б.

Автоматическое пенопожаротушение применяется для тушения пожаров на РВС-5000 №№ 1, 2, 3. При поступлении сигнала от пожарных извещателей, установленных на РВС-5000, на включение насосов подачи раствора пенообразователя автоматически открываются электрифицированные задвижки: по направлению — на сухотрубе и на напорном трубопроводе — на выходе насоса.

Время для приведение в действие пенной установки с момента обнаружения пожара до момента подачи раствора в очаг горения не должно превышать 3 минут.

Проектом предусмотрен дистанционный пуск насоса от кнопочных выключателей в операторной и местный (ручной) пуск насоса и задвижек из помещения насосной.

Для приготовления и периодического перемешивания раствора предусмотрены насосы К65−50−160 (один рабочий, второй резервный). Возможно перемешивание раствора и основными насосами.

Для тушения пожара в помещениях насосных, блоках качества, ПТБ-10 предусмотрен растворопровод Д-100 мм с пеногенераторами ГПС-600, оборудованный двумя соединительными головками ГМ-80 (расположенными вне помещения насосных) для присоединения передвижной пожарной техники.

Резервуары для хранения 6% раствора пенообразователя и резервуар для хранения пенообразователя оборудованы:

• — перфорированными трубопроводами ДУ-80 мм, проложенному по периметру резервуаров на 0,1 м ниже расчетного уровня пенообразователя в нем;
• — подводящими трубопроводами водопровода Ду-100 мм, оборудованными обратными и поплавковыми клапанами;
• — соединительными головками ГМ-80 для подключения пожарной техники;
• — указателями максимального и минимального уровней, температурными датчиками;
• — наружными подогревателями для поддержания температуры от +5 ^оС до +20 ^оС.

В пониженных местах предусмотрены спускники для слива раствора после окончания работы.

Время восстановления запаса раствора пенообразователя — 96 часов.

По степени обеспечения надежности электроснабжения оборудование насосной относится к I категории. Формирование командного импульса автоматического пуска установки предусматривается от пожарных извещателей.

Растворопроводы до защищаемых объектов прокладываются надземно на эстакаде, с теплоспутниками и в тепловой изоляции — полуцилиндрами из минваты на синтетическом связующем (толщина 80 мм) ГОСТ 23 208–83. Антикоррозийное покрытие — лак битумный БТ-577 ГОСТ 5631–79* в два слоя по слою грунта ГФ-021 ГОСТ 25 129–82. Покровный слой — лист алюминиевый (толщина 0,8 мм).

Пенораствор из емкостей с раствором пенообразователя насосом 4 Д 200−90 подается на узел лучей, давление в котором при тушении пожара должно быть не выше 0,4 МПа. При падении давления до 0,4 МПа происходит автоматическое включение резерва, т. е. автоматически включается второй насосный агрегат. Узел лучей предназначен для распределения потоков пенораствора при тушении пожара. При поступлении сигнала от датчиков извещателей, расположенных в насосных НПВ, НППВ, НВО, на РВС 5000 № 1,2,3 открывается электроприводная задвижка по одному из направлений:

• — в НПВ задвижка № 671,
• — в НППВ задвижка № 671,
• — в НВО задвижка № 674,
• — на РВС-5000 № 1 задвижка № 677,
• — на РВС-5000 № 2 задвижка № 680,
• — на РВС-5000 № 3 задвижка № 683.

Пенораствор преобразуется пеногенераторами в устойчивую пену и заполняет свободное пространство над горящей жидкостью.

Пеногенераторы установлены на следующих объектах:

• — в насосной пластовой воды ГПС-600 — 2 шт,
• -в насосной подрезки пластовой воды ГПС-600- 2 шт,
• — в насосной внешней откачки ГПС-600 -4 шт,
• — на РВС-5000 №№ 1,2,3 ГПСС-2000 -по 2 шт. на каждом.

Работа автоматической системы пожаротушения происходит следующим образом:

— при повышении температуры воздуха выше 70⁰С срабатывает датчик пожарного извещателя или группа датчиков, установленных в контролируемых местах, размыкается цепь противопожарной системы сигнализации, выдаются звуковой и световой сигналы.

Разрыв цепи датчика вызывает срабатывание сигнала «Пожар» на приборе «ESA» в операторной. При поступлении сигнала «Пожар» формируется командный импульс на включение установки пенного пожаротушения.

Автоматически включается насос 4Д 200−90, открывается электроприводная задвижка на напорном трубопроводе насоса и на одном из направлений подачи пенораствора. При падении давления пенораствора в пенокольце до 0,4 МПа автоматически включается резервный насос 4Д 200−90.

Отключение насосов происходит от кнопки «Стоп» в помещении насосной и на щите в операторной (после ликвидации пожара) и при минимальных уровнях в емкостях с раствором пенообразователя.

Экологичность проекта. Компанией «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» проводится разработка и добыча нефти на 17 месторождениях. Лицензии на добычу нефти получены на 28 лицензионных участков, поисково-оценочные работы выполняются на 20 лицензионных участках. Всего за время производственной деятельности ОАО «ГазпромнефтьНоябрьскнефтегаз» под обустройство месторождений было отведено земель площадью 39 580 га, в том числе в постоянное пользование 10 525 га, во временное пользование 29 055 га. Отработано, рекультивировано и возвращено прежнему землепользователю 21 283 га. В настоящее время за ОАО «ГазпромнефтьНоябрьскнефтегаз» числится земель всего 18 297 га, из них в постоянном пользовании 10 525 га, во временном 7772 га.

Все производственные объекты ОАО «ГазпромнефтьНоябрьскнефтегаз» расположены в малонаселённых, слабоосвоенных, заболоченных и слабопокрытых лесами зонах тундры и лесотундры. Значительная географическая рассредоточенность производственных объектов, относительно высокая степень устойчивости экосистем, находящихся под воздействием этих объектов, значительно ослабляет негативное техногенное влияние на природную среду и, что особенно важно, несущественно влияет на здоровье человека.

По возможности к решению экологических проблем, стоящих перед ОАО «ГазпромнефтьНоябрьскнефтегаз», проводят комплексно, по различным направлениям в широком диапазоне с охватом разных этапов и видов основной деятельности.

В целях соблюдения природоохранного законодательства, рационального использования природных ресурсов при аппарате ОАО «ГазпромнефтьНоябрьскнефтегаз» создано Управление экологической безопасности и рационального природопользования, возглавляемая начальником Управления. Служба объединяет такие жизненно важные для нашего предприятия направления как: экология, землеустройство, маркшейдерскую службу и геодезия, работа с коренным населением, лицензирование недр. Созданы новые и укреплены квалифицированными кадрами, оргтехникой и программными продуктами уже существующие отделы экологии в структурных подразделениях.

Отдел экологии ОАО «ГазпромнефтьНоябрьскнефтегаз» выполняет контроль и методическое руководство природоохранной деятельностью структурных подразделений, планирует и согласовывает мероприятия по охране окружающей среды в целом по предприятию. В настоящее время отдел экологии работает над созданием чёткой организации природоохранной деятельности предприятия.

Основными источниками загрязнения атмосферы в процессе строительства всех нефтегазопромысловых объектов являются строительные машины, оснащенные двигателями внутреннего сгорания. В процессе разработки месторождения — эксплуатационные скважины, ДНС, КНС, узлы сбора конденсата и автомобильные дороги (устье скважин, замерные установки, котлоагрегаты, технологические аппараты, емкости, котельная, факел, свеча рассеивания). Кроме того загрязнения атмосферного воздуха возможны при авариях на нефтепроводах и газопроводах, негерметичность различных соединений, технологические выбросы газа на факел при ремонтных работах.

Фоновая концентрация основных загрязнителей по данным государственного комитета гидрометеорологии (ГОСКОМГИДРОМЕТа) составляет: СО — 0,75 мг/м³, NO₂ — 0,013 мг/м³, сернистый ангидрид -0,075 мг/м³, взвешенные частицы- 0,075 мг/м³.

В целом по месторождению предполагается выброс следующих ингредиентов: углеводороды, окись углерода, окислы азота, окислы серы, сажи и другое. Полный компонентный состав выбросов включает вещества с I по IV класс опасности.

Охрана атмосферного воздуха при строительстве скважин осуществляется, в основном, за счет технических мероприятий (выбора противовыбросового оборудования, устройство герметизации устья) и организационных мероприятий по предупреждению и ликвидации выбросов, технологического контроля режимов бурения, которые исключают или снижают выделения углеводородов в атмосферу. Тип и техническая характеристика противовыбросового оборудования, устройства герметизации устья скважин даются в рабочем проекте на строительство скважин.

Кроме того, для исключения потерь легких фракций углеводородов при проектировании рекомендуется предусмотреть полную герметизацию системы сбора, подготовки и транспорта нефти; комплексную автоматизацию основных технологических процессов, позволяющую своевременно принять меры при возможных неисправностях на объектах. Следует так же предусмотреть антикоррозийную защиту трубопроводов и оборудования и контроль качества стыков трубопроводов физическими методами.

В целях поддержания благоприятного гидрогеологического режима, сохранения санитарного состояния, рационального использования водных ресурсов на территории месторождения установлены границы водо-охранных зон. Ширина зоны для реки Янга-Яха составляет 200 м, для притоков и реки Хана-Яха — по 100 м. Для полотна железной дороги и трасс продуктопроводов предусмотрены охранные зоны соответственно 100 и 1000 метров. В дальнейшем при проектировании следует исключить размещение кустов скважин и других объектов в пределах охранных зон.

В связи с выше изложенным водоохранные мероприятия, включенные в проект пробной эксплуатации, должны рассматриваться в тесной увязке с фактической технологической обстановкой на территории Спорышевского месторождения.

Существуют способы защиты подземных вод от нефтяных загрязнений, делятся на три группы: эскавация загрязненных пород водоносного горизонта, мероприятия по изоляции загрязнения и гидродинамические способы защиты.

Экскавация загрязненных пород рекомендуется в случае, если нефтепродукт не достиг уровня грунтовых вод и предполагает выемку грунта и перезахоронение его в безопасном месте.

Гидродинамические способы заключаются в стягивании нефтяной линзы с поверхности грунтовых вод, извлечении нефтепродуктов на поверхность, перехвата загрязненного потока подземных вод и очистки водоносного горизонта от нефти.

Наиболее приемлемым способом гидродинамической защиты при больших глубинах залегания уровня грунтовых вод является использование сети дренажных скважин, которые могут так же служить для систематического наблюдения за качеством и уровнем подземных вод.

Все нефтегазопромысловые сооружения в результате постоянного дожимная насосная станция (ДНС), кустовая насосная станция (КНС) могут оказывать косвенные влияния на почву прилегающих к этим сооружениям территорий. Это влияние появляется как за счет изменения поверхностного стока, так и связанного с этим водно-теплового режима вечномерзлых грунтов. При авариях на нефтепроводах и водопроводов, скважинах, ДНС, КНС возможны загрязнения почв нефтепродуктами, солями и химреагентами. Немаловажную роль в данном случае на почву оказывают капитальные ремонты, проводимые на скважинах.

В связи с этим в данном разделе рассмотрены основные решения, исключающие воздействие на природные среды, а так же мероприятия, направленные на уменьшение окружающей среде от воздействий, которые по конструктивным или технологическим причинам исключить полностью невозможно.

Отвод земельных участков под строительство объектов должно осуществляться в порядке, предусмотренном законодательством РФ, согласно действующим нормам и строгого выполнения природоохранного законодательства.

Все нефтепромысловые нефтегазовые сооружения и технологические объекты следует размещать строго в пределах земельного отвода вне охранных зон рек, озер, зон распространения кедровых лесонасаждений, за пределами тектонических зон и зон распространения многолетнемерзлых пород. По возможности объекты следует размещать в экосистемах, наиболее устойчивых к воздействию нефтепромысловых объектов, а также ландшафтах, обладающих меньшей чувствительностью (большей буферностью) к изменению гидрологического и гидрогеологического режимов территорий.