Предотвращение аварийных разливов нефти и нефтепродуктов при порывах трубопроводов на переходах через водные преграды

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

трубопроводный транспортировка нефть аварийность

Введение

1. Характеристика объекта

1.1 Сведения о деятельности ОАО «Томскнефть» ВНК

1.2 Трубопроводная система транспортировки нефти

2. Анализ аварийности

2.1 Классификация аварий

2.2 Анализ аварий на объектах ОАО «Томскнефть» ВНК

3. Предотвращение аварийных разливов нефти

3.1 Актуальность проблемы

3.2 Методы предотвращения аварийных разливов нефти

3.3 Новая технология обустройства подводных переходов

4. Технико-экономические расчеты

4.1 Расчет затрат на строительство защитного кожуха

4.1.1 Обоснование выбора материалов

4.1.2 Расчет количества компенсаторов

4.2 Расчет убытков при разгерметизации трубопровода

4.3 Расчет затрат на ликвидацию аварии и её последствий

5. Социальная ответственность

5.1 Профессиональная социальная безопасность

5.1.1 Анализ вредных производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению

5.1.2.Анализ опасных производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению

5.1.3 Пожарная и взрывная безопасность

5.2 Экологическая безопасность

5.3 Безопасность в чрезвычайных ситуациях

5.4 Законодательное регулирование проектных решений

6. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение

6.1 Потребители результатов исследования

6.2 SWOT-анализ

6.3 Оценка готовности проекта к коммерциализации

6.4 Организационная структура проекта

6.4.1 План проекта

6.4.2 Бюджет научного исследования

6.4.3 Риски проекта

6.5 Оценка сравнительной эффективности исследования

Заключение

Список использованных источников

Приложения



Введение

Развитая система трубопроводного транспорта и его эффективная работа в настоящее время является одним из важнейших факторов, наряду с добычей и переработкой нефти, обуславливающих успешную деятельность любого нефтегазодобывающего предприятия, от деятельности которых зависит и экономика страны. В связи с этим выбранная тематика, несмотря на узкую направленность, входит в актуальное русло проблем энергетики России и обращает внимание на существующую в настоящее время проблему неэффективной эксплуатации промышленных трубопроводов в силу их высокой подверженности аварийностям.

Именно безаварийная работа системы трубопроводов позволяет доставить весь объем добытой нефти для переработки и далее до потребителя без повышения ее себестоимости. В то же время, согласно статистике, количество отказов на промысловых трубопроводах остается довольно высоким. Это связано в первую очередь с коррозионным износом трубопроводов.

Стоит отметить, что отказы на промысловых трубопроводах пересекающих водные преграды, наносят большой экономический ущерб не только из-за потерь продукта, но и сопровождаются, в большинстве случаев загрязнением окружающей среды, гибелью флоры и фауны, возникновением пожаров и даже человеческими жертвами.

Поэтому к трубопроводам предъявляются очень высокие требования, одним из которых является герметичность.

Среди условий, обеспечивающих избежание неприятных последствий аварийных отказов, важное место принадлежит своевременному и качественному проведению профилактических мероприятий.

Цель работы - рассмотреть новый, более эффективный метод обустройства участков трубопроводов на пересечениях с водными преградами и в пойменных зонах водных объектов для предотвращения аварийных разливов нефтепродуктов на примере системы нефтесбора ОАО «Томскнефть» ВНК и дать его экономическое обоснование.

Задачи:

· провести краткий анализ состояния трубопроводной системы транспортировки нефти ОАО «Томскнефть» ВНК;

· провести анализ существующих аварий и рассмотреть причины аварийных разливов нефти на объектах ОАО «Томскнефть» ВНК;

· рассмотреть применяемые методы для устранения причин аварийных разливов;

· предложить новый метод для устранения причин аварийных разливов на переходах через водные преграды;

· привести экономическое обоснование применения предлагаемого метода для предотвращения аварийных разливов на переходах через водные преграды.

1. Характеристика объекта

1.1 Сведения о деятельности ОАО «Томскнефть» ВНК

ОАО «Томскнефть» ВНК было основано в 1966 году с базой в г.Стрежевой. Основным видом деятельности является добыча нефти и газа на территории Томской и Тюменской областей [8].

Территория деятельности ОАО «Томскнефть» ВНК составляет более 42 тысяч кв.км. Площадь лицензионных участков - свыше 26 тысяч кв.км. Главная отличительная черта географии предприятия: разбросанность месторождений, большинство из них находится в труднодоступных Васюганских болотах и на неосвоенных землях. На сегодняшний день предприятие эксплуатирует 32 месторождения, которые находятся на большом расстоянии от г.Стрежевой: 500км на юго-запад - Крапивинское н.м.р., 400км на юго-восток - Лугинецкое г.н.м.р., 100км на северо-восток - Вахское н.м.р. Степень заболоченности достигает до 80%. Коэффициент густоты речной сети - 0,32. На всем протяжении нефтесборные трубопроводы имеют более 200 пересечений с водными объектами различного типа и ширины (крупные и мелкие реки, протоки, озера и т.д.), а так же со множеством ручьев и водотоков, являющихся частью водосборного бассейна таких крупных рек как Обь, Васюган и Вах [8].

Климат континентальный, избыточно влажный. Абсолютный минимум температур составляет минус 54 °С, средняя температура самого жаркого месяца июля составляет плюс 17 °С.

Весенний период характеризуется неустойчивой температурой. Продолжительность холодного периода составляет 185-200 дней, теплого - 165-180 дней. Устойчивые морозы в среднем наступают - 27 октября, прекращаются - 1 апреля. Наибольшая высота снежного покрова достигает в марте 43 см. Наибольшее количество осадков летом - 553 мм [20].

Глубина промерзания суглинистых грунтов составляет 2.4 м, супеси - 2.6 м, торфа - 0,6 м.

Абсолютная максимальная температура плюс 36 °С.

Абсолютная минимальная температура минус 54 °С.

1.2 Трубопроводная система транспортировки нефти

Общая протяженность действующих трубопроводов системы нефтесбора ОАО «Томскнефть» ВНК (нефтесборные коллектора от АГЗУ до ДНС и УПСВ и напорные коллектора от ДНС и УПСВ до УПН) на начало 2015 года составляла более 3500км. В эксплуатации, в зависимости от объема перекачиваемого продукта, находятся трубопроводы очень широкого диапазона диаметров: от 73 до 630мм.

Рис.1 Протяженность трубопроводов

Географически трубопроводы расположены на территории Томской и Тюменской областей (Приложение 1).

Рис.2 Территориальная принадлежность

Не смотря на то, что Общество ежегодно тратит значительные суммы на строительство новых трубопроводов, а так же на ремонт и реконструкцию трубопроводов выработавших свой ресурс, основной объем составляют трубопроводы с наработкой около 10 лет.

По плотности нефть, добываемая на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК, относится к классу средних, средняя плотность с=0,85 г/смі. Содержание солей до 1700 мг/дмі, механических примесей - до 70мг
дмі. Большое содержание солей и механических примесей обуславливает высокую коррозионность добываемой нефти.



2. Анализ аварийности

2.1 Классификация аварий

Отказом трубопроводов промыслового сбора и транспорта продукции скважин считается нарушение работоспособности, связанное с внезапной полной или частичной остановкой трубопровода из-за нарушения герметичности трубопровода или запорной и регулирующей арматуры или из-за закупорки трубопровода.

Повреждением называется нарушение исправного состояния ПТ при сохранении его работоспособности и не сопровождаемое материальным и экологическим ущербом.

Отказы ПТ делятся на некатегорийные и категорийные, сопровождаемые несчастными случаями и пожарами.

К категорийным относятся отказы, которые расследуются в соответствии с инструкцией Госгортехнадзора России (РД 03-293-99 «Положение о порядке технического расследования причин аварий на опасных производственных объектах»). К ним относится полное или частичное разрушение объектов добычи и подготовки нефти и газа, внутрипромысловых трубопроводов, сопровождающееся или приведшее к разливу (утечке) нефти в объеме 10 и более кубометров или утечкой природного (попутного) газа в объеме 10 тысяч и более кубометров.

Все остальные отказы некатегорийные расследуются в соответствии с РД 39-132-94 «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов» [1].

Некатегорийные отказы подразделяются по видам нарушений:

- разрывы и трещины по основному металлу труб, по продольным и кольцевым сварным швам;

- негерметичность по причине коррозии внутренней и внешней;

- негерметичность запорной и регулирующей арматуры;

- потеря герметичности трубопровода от внешних механических воздействий;

- потеря пропускной способности трубопровода из-за образования закупорок.

Некатегорийные отказы ПТ подразделяются на отказы 1-й и 2-й групп.

К отказам 1-й группы относятся отказы на внутриплощадочных напорных внутри- и межпромысловых нефтепроводах на участке от дожимной насосной станции (ДНС) до центрального пункта сбора (ЦПС) или от комплексного сборного пункта (КСП) и далее до магистральных нефтепроводов.

К отказам 2-й группы относятся отказы на газопроводах, на нефтесборных трубопроводах на участке от групповой замерной установки (ГЗУ) до ДНС, а также на водоводах.

Аварийный разлив нефти (АРН) - любой сброс и поступление нефти, произошедший как в результате аварии, опасного природного явления, катастрофы стихийного или иного бедствия, так и при транспортировке нефти, при строительстве или эксплуатации объекта, а также в процессе производства ремонтных работ.

Важным аспектом проблемы аварийных разливов нефти является исследование причин их возникновения. Аварийные разливы продукции скважин на объектах добычи нефти, как правило, происходят вследствие нарушения герметичности оборудования и трубопроводов. В большинстве случаев к основным факторам, способствующим возникновению аварии с разливами нефти относятся:

- наличие опасных веществ - нефти и газа - в больших количествах;

- проведение технологических процессов под давлением;

- наличие в нефти механических примесей, обуславливающих абразивный износ оборудования и трубопроводов;

- коррозионная активность составляющих сырой нефти.

Основные возможные причины и факторы, способствующие возникновению и развитию аварий на промысловых, межпромысловых трубопроводах:

· Разлив нефти, в результате механического повреждения трубопровода и линейного оборудования;

· Наличие блуждающих токов в грунте способствует ухудшению свойств металла стенок трубопровода, создает опасность разгерметизации нефтепровода;

· Перекачка нефти под избыточным давлением, создает опасность разгерметизации трубопровода;

· Пересечение трубопровода с автодорогами (воздействие нагрузок от движения автомобилей и изменение давление в грунте под автомобильными дорогами);

· Разгерметизация трубопровода, в результате физико-химического воздействия;

· Несоответствие качества металла и геометрических параметров труб требованиям ГОСТ, неудовлетворительное качество сварных швов, наличие циклических нагрузок при перекачке нефти, старение металла труб, укладка трубопровода в траншею в напряженном состоянии при строительстве и капитальном ремонте в итоге приведет к разгерметизации нефтепровода;

· Частые пуски и остановки нефтеперекачивающих агрегатов, быстрые открытия и закрытия задвижек, всевозможные вибрации приводят к возникновению в трубопроводах нестационарных процессов, сопровождаемых резкими колебаниями давления, что в свою очередь может привести к разгерметизации трубопровода;

· Разгерметизация трубопровода, в результате внешнего воздействия;

· Разгерметизация трубопроводов, в результате землетрясения, наводнения, оползни и т.д.

2.2 Анализ аварий на объектах ОАО «Томскнефть» ВНК

Для выявления основных причин аварий на трубопроводах системы нефтесбора ОАО «Томскнефть» ВНК подвергнем анализу отказы, произошедшие в период с 2010 - начало 2015 г. (Рис. 3). Для анализа мы возьмем данные по отказам на внутрипромысловых нефтепроводах входящих в систему «АГЗУ - ДНС (УПСВ) - УПН».

Учитывая высокую обводненность продукта перекачиваемого по трубопроводам системы нефтесбора ОАО «Томскнефть» ВНК при перерасчете объемов жидкости, разлившейся в результате отказов, на объем чистой нефти мы получим объемы разливов значительно ниже 10мі, что требуется для классификации отказа как «категорийный». В связи с этим, согласно РД 39-132-94, все отказы произошедшие в данный период на рассматриваемых нефтепроводах относятся к разряду «некатегорийных» отказов [1].

Рис.3 Показатели аварийности

Основной причиной отказов (79%) является внутренняя ручейковая и питтинговая коррозия стенки основной трубы. В остальных же случаях (21%) причиной отказов явилась разгерметизация трубопроводов по кольцевым сварным соединениям, запорной и регулирующей арматуре, а так же коррозия фасонных частей в результате различных факторов.

Проведя анализ аварийности на трубопроводах системы нефтесбора ОАО «Томскнефть» ВНК мы видим, что в период с 2010 - начало 2015 г. количество отказов на нефтесборных коллекторах снизилось, но это лишь является следствием своевременно проведенных мероприятий по предупреждению отказов на трубопроводах, таких как капитальный ремонт, реконструкция, замена аварийных участков трубопроводов.

В общем же учитывая то, что обводненность перекачиваемой жидкости, агрессивность среды и наличие абразивных механических примесей являются неотъемлемыми сопутствующими факторами добычи нефти, проведение мероприятий по предотвращению аварийных разливов нефти является одним из ключевых вопросов в процессе эксплуатации трубопроводного транспорта.



3. Предотвращение аварийных разливов нефти

3.1 Актуальность проблемы

При эксплуатации промышленных трубопроводов (водоводы высокого давления, нефтесборные коллектора, напорные и магистральные трубопроводы и т.д.) существует актуальная проблема в том, что при порыве трубопроводов происходит загрязнение окружающей среды, которое в свою очередь влечет за собой огромные экологические штрафы и затраты на ликвидацию последствий аварии со стороны эксплуатирующего предприятия. А так же существенный урон экологии.

Особое место занимают порывы на переходах трубопроводов через реки и озера, а так же порывы в пойменной зоне водных объектов. Порывы трубопроводов на водных объектах гораздо опаснее порывов на наземной части тем, что многократно увеличивается площадь загрязнения, время и средства на локализацию зоны загрязнения и ликвидацию последствий аварии, а так же наносится более серьезный вред окружающей среде. Ежегодно в бассейны рек и водоемы попадают сотни тысяч тонн нефти, в результате на воде образуется тонкая пленка, препятствующая газообмену. Основная задача при ликвидации последствий аварийных разливов нефтепродуктов на водной поверхности - ни при каких обстоятельствах не допустить загрязнения береговой полосы, так как в этом случае затраты на ликвидацию последствий аварии возрастают многократно. Сложность устранения аварийных разливов на водных поверхностях заключается в том, что возникает необходимость привлечения дорогостоящего оборудования и спецтехники (моторные лодки, боновые заграждения, нефтесборное оборудование и техника). Дополнительная сложность заключается (в большинстве случаев) в отсутствии подъездных путей для спецтехники.Не стоит так же забывать о том, что пластовая вода (сеноман) полностью растворяется в воде (в отличии от нефти) и приводит к гибели растительного и животного мира.

3.2 Методы предотвращения аварийных разливов нефти

Работать над снижением количества отказов - задача, поставленная руководством перед управлением эксплуатации трубопроводов. В ОАО «Томскнефть» ВНК говорят: в развитие этого направления компания готова вкладывать деньги. На нескольких трубопроводах уже установленная система телемеханики, которая позволяет оперативно реагировать на отказы, предотвращать экологические последствия и минимизировать потери нефти. Средний годовой бюджет мероприятий по реконструкции, ингибированию, мониторингу и диагностике трубопроводов составляет более 800 миллионов рублей.

Заметив утечку или явную коррозию, работники цеха по текущему обслуживанию, ремонту трубопроводов и ликвидации последствий аварий подают заявку на более тщательное исследование проблемного участка трубопровода в лабораторию неразрушающего контроля. Дефектоскописты, вооружившись специальным оборудованием, выезжают на место, определяют уровень и объемы разрушения металла и выдают заключение. Исполняя предписания специалистов лаборатории, ЦТОРТ и ЛПА либо полностью производят замену участка трубопровода, либо проводят другие профилактические работы.

Существующий способ уменьшения последствий аварий на подводных переходах, это монтаж параллельно основной части трубопровода, резервной линии (Рис. 4). В случае порыва основной линии, работа трубопровода переводится на резервную линию, что сокращает время выброса транспортируемого продукта в окружающую среду без остановки работы трубопровода в целом. Но данный метод не исключает попадания вредных веществ в окружающую среду (требуется время на поиск места отказа, прибытие аварийной бригады и перевод работы трубопровода на резервную линию). Существующие методы защиты трубопроводов (электрохимическая, ингибиторная) только замедляют процесс коррозии, но не предотвращают аварии на трубопроводах полностью.

Рис.4 Схема монтажа резервной нитки

3.3 Новая технология обустройства подводных переходов

Предлагаемый метод обустройства переходов трубопроводов через водные преграды и пойменные участки водных объектов полностью исключает попадание вредных веществ в окружающую среду при разгерметизации трубопроводов на данных участках.

При обустройстве переходов через водные объекты (реки, озера и т.д.) на трубопровод монтируются температурные компенсаторы и герметичный кожух, окончания которого расположены за границами пойменной зоны водного объекта, на расстоянии, предотвращающем, в случае порыва, попадание транспортируемого продукта в водный объект (Рис. 5). Свободное пространство между кожухом и трубопроводом заполняется нейтральной жидкостью с добавлением ингибитора коррозии под атмосферным давлением.

В данном случае не происходит выброса рабочей жидкости в окружающую среду, так как трубопровод продолжает работать в нормальном режиме и размыва кожуха не произойдет по причине быстрого уравнивания давления между рабочей трубой и полостью кожуха. Скорость коррозии стенок основного трубопровода будет намного выше по сравнению со скоростью коррозии металла защитного кожуха, т.к. в защитном кожухе жидкость находится в спокойном состоянии, а в основном трубопроводе жидкость находится в движении (происходит разрушение оксидной пленки на поверхности металла), что значительно увеличивает скорость коррозии (чем больше скорость потока жидкости, тем больше скорость окисления металла). Так же в основном трубопроводе присутствует такой фактор как эрозия (механический износ нижней образующей трубы абразивными частицами вымываемыми из рабочего пласта). В то же время защитный кожух застрахован от размыва стенки турбулентными потоками, образующимися в результате завихрения жидкости в местах разрушения основного трубопровода, благодаря установке на основной трубе опорно-направляющих «колец-спейсеров».

Разность температурного удлинения между рабочей трубой и кожухом уравнивается с помощью установленных температурных компенсаторов. Современным способом продления срока эксплуатации трубопроводных систем является использование сильфонных металлических компенсаторов. Они позволяют исключить различные деформации, которые происходят в трубопроводах из-за постоянного перепада температур, давления и разного рода вибраций. Отсутствие компенсаторов на трубах может привести к таким нежелательным последствиям, как изменение длины трубы, при температурном расширении-сжатии металла трубы, это в дальнейшем приведет к разрыву трубопровода. В этой связи проблеме надежности трубопроводов уделяется самое пристальное внимание и осуществляется постоянный поиск оптимальных решений по обеспечению технической безопасности трубопроводных систем.

Трубопроводные системы с постоянной рабочей средой, как правило, подвергаются воздействию температурных расширений, изменению давления, различного рода вибрациям. Для устранения подобного рода воздействий необходима установка гибких элементов, которые будут способствовать компенсации вибраций, и как следствие этого способствовать предотвращению повреждения трубопроводной системы.

Компенсаторы являются оптимальным решением в случаях, когда система трубопроводных линий не способна компенсировать воздействие различного рода вибраций и температурных расширений. В этих случаях компенсатор берет на себя функцию гибкого звена в трубопроводной системе.

Сильфонные металлические компенсаторы имеют малые габариты, могут устанавливаться в любом месте трубопровода при любом способе его прокладки, не требуют строительства специальных камер и обслуживания в течение всего срока эксплуатации. Применение сильфонных компенсаторов обеспечивает надежную и эффективную защиту трубопроводов от статистических и динамических нагрузок, возникающих при температурных деформациях, вибрациях и гидроударах, возникающих в трубной системе при эксплуатации.

Металлические компенсаторы, благодаря использованию при изготовлении сильфонов высококачественных нержавеющих сталей, способны работать в самых жестких условиях с температурами рабочих сред от «абсолютного нуля» до 1000°С в агрессивных средах и воспринимать рабочие давления от вакуума до 100 атм.

Преимущество данного способа монтажа переходов трубопроводов через природные и искусственные преграды заключается в том, что полностью исключено попадание вредных веществ в окружающую среду, и не требуется остановка работы трубопровода в целом, что положительно сказывается на работе трубопровода и всего оборудования применяемого в процессе добычи нефти в целом. Соответственно значительно снижаются затраты от остановок фонда скважин и ремонта оборудования.

Рис.5 Схема монтажа защитного кожуха



4. Технико-экономические расчеты

4.1 Расчет затрат на строительство защитного кожуха

Для экономического расчета мы берем существующий трубопровод не оборудованный резервной ниткой НСК «к.20-УПСВ-8» Южно-Черемшанского месторождения ф159х10 L=6787м с водным переходом через р.Осиновая. Протяженность водного перехода составляет L=872м. Объем перекачиваемой жидкости Qж=232м3 / Qн=143т. Река Осиновая относится к водосборному бассейну р.Васюган.

Для оборудования водного перехода защитным кожухом нам потребуются следующие материалы (Таблица 1):

Таблица 1. Материалы необходимые для монтажа защитного кожуха

п/п	Наименование	Диаметр, толщина стенки	Единица измерения	Кол-во	Стоимость 1 ед., руб.	Общая стоимость, руб.
1	Труба стальная бесшовная с заводской изоляцией	325х7,5	м	860	3 230	2 816 690
2	Переход	325х7,5 159х7,5	шт.	2	4 000	8 000
3	Труба стальная бесшовная с заводской изоляцией	114х8	м	8	1 289,5	10 316
4	Задвижка ЗКЛ	100х40	шт.	2	10 434,00	20 868
5	Манжеты термоусаживающиеся	325	шт.	95	391,85	37 225
6	Опорно-направляющие кольца "Спейсер" тип Б	159	шт.	291	4 888	1 422 518
7	Компенсатор сильфонный осевой КСУ 150-25-100	150	шт.	2	10 500	21 000
8	Вставка электроизолирующая	325	шт.	2	6 875	13 750
9	Ингибитор коррозии АЗОЛ-5010А		кг	15	75,17	1 127
ИТОГО:	4 351 494



4.1.1 Обоснование выбора материалов

Для основного кожуха мы выбираем трубу стальную в заводской изоляции ф325х7,5 ст.20а. Длину трубы принимаем равной длине водного перехода за вычетом длины электроизолирующих вставок и расстояния от окончания подземной части перехода до секущих задвижек:

Lтрубы = Lпер. - 2*хLвэи - 2*Lуз.сек.задв. (4.1)

Lтрубы = 872 - 2*1 - 2*5 = 860м

Выбор сильфонных компенсаторов:

Компенсатор сильфонный (Рис. 6) - это устройство, гибкая вставка, используемое в системах трубопроводов, служащее для компенсации изменения длины участков трубопроводов, возникшее из-за температурного расширения материала труб или вследствие монтажных работ.

Рис.6 Компенсатор сильфонный осевой

Для перехода выбираем компенсатор марки КСУ 150-25-100 с рабочим давлением 2,5 МПа и компенсирующей способностью 100мм [22].

4.1.2 Расчет количества компенсаторов

Для расчета количества компенсаторов необходимо вычислить линейное удлинение трубопровода на участке водного перехода при различных условиях строительства и режимах эксплуатации. Все трубопроводы при изменении температуры транспортируемого продукта и окружающей среды подвержены температурным деформациям. Линейное удлинение 1м трубопровода при его нагревании на 1оС называют коэффициентом линейного удлинения.

Поскольку трубопроводы имеют большую протяженность, то суммарное их удлинение может достичь больших величин. Вследствие теплового удлинения в трубопроводе возникают значительные продольные усилия, которые оказывают давление на конечные закрепленные точки (опоры), стремясь сдвинуть их с места. Эти усилия настолько значительны, что могут разрушить опоры, вызвать продольный изгиб трубопровода или привести к нарушению фланцевых и сварных соединений.

Для защиты трубопровода от дополнительных нагрузок, возникающих при изменении температуры, его проектируют и конструктивно выполняют так, чтобы он имел возможность свободно удлиняться при нагревании и укорачиваться при охлаждении без перенапряжения материала и соединений труб.

Величина линейного расширения трубопроводов L определяется по формуле:

(4.2)

где:

L - длина трубопровода, м;

- расчетная разница температур (между рабочей температурой и температурой при монтаже), °С.

- коэффициент линейного расширения материала трубы, мм/(м °С);

Для стали марки 20а б = 11,5*10^-3 мм/(м °С).

Расчет произведем по максимально критическим условиям:

Строительство трубопровода осуществляется в зимний период и параметры эксплуатации близки к максимально возможным для данного участка (согласно эксплуатационного паспорта трубопровода).

Данные:

Монтаж перехода выполнялся при температуре окружающей среды -20°С, температура перекачиваемого продукта +50°С.

Удлинение основного трубопровода ф159 составит:

ДL1 = 11,5*10-3 *860*70 = 692,3мм

Удлинение кожуха, с учетом взаимодействия кожуха с окружающей средой, составит:

ДL2 = 11,5*10-3 *860*60 = 593,4мм

Соответственно нам необходимо компенсировать линейное удлинение

ДL = ДL1 - ДL2 = 692,3 - 593,4 = 98,9мм

Принимая во внимание то, что при максимальном использовании компенсирующей способности срок службы компенсатора снижается, принимаем поправку на запас прочности 100%, для безотказной работы перехода в течении всего срока эксплуатации трубопровода.

Учитывая компенсирующую способность КСО 150-25-100 равную 100мм, мы принимаем количество компенсаторов необходимых для строительства данного перехода с запасом прочности равным 2шт.

Стоимость строительно-монтажных работ согласно сметы равна (Приложение 2): 7 265 386руб.

Итого общая стоимость дополнительных затрат на строительство составляет 11 616 880руб.

Сметная стоимость строительства НСК «к.20-УПСВ-8» составляет 46 050 000 руб.

Таким образом мы видим, что стоимость трубопровода с оборудованием водного перехода защитным кожухом увеличивается менее чем на 25%. Экономическую выгоду от предлагаемого усовершенствования просчитать практически невозможно, так как трудно оценить фактический ущерб для экологии и затраты на ликвидацию последствий аварии в случае возможного порыва трубопровода на переходе через р.Осиновая.

Учитывая, что отбор проб из р.Осиновая проводится, согласно утвержденного графика, 1 раз в 2 недели, то к моменту обнаружения порыва на трубопроводе (особенно в зимний период) область загрязнения распространится по руслу р.Васюган. В этом случае порыв на трубопроводе НСК «к.20-УПСВ-8» перейдет из разряда «некатегорийный отказ» в разряд экологической катастрофы.

4.2 Расчет убытков при разгерметизации трубопровода

В соответствии с требованиями Постановления Правительства РФ от 21.08.2000 г. № 613 «О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов» План разрабатывается с учетом максимальных объемов разлившихся нефти, которые определены для объектов месторождений [5]:

- при порыве нефтепровода - 25 % максимального объема прокачки в течение 6 часов и объем между запорными задвижками на порванном участке нефтепровода,

- при проколе нефтепровода - 2 % максимального объема прокачки в течение 14 дней.

При порыве нефтепровода - 25% максимального объема прокачки в течение 6 часов и объема нефти между запорными задвижками на порванном участке нефтепровода, объем утечки нефти определяется по формуле:

(4.3)

где:

- объем утечки нефти при «порыве» нефтепровода, м3;

- объем нефти между запорными задвижками на порванном участке нефтепровода, м3.

(4.4)

где:

- производительность, т/час;

- суммарное время, затраченное на обнаружение утечки, час (6 часов).

- плотность нефти, т/м3.

= 0,25 х 10,96 х 6 / 0,841 = 19,55м3

Объем нефти между запорными задвижками нефтепровода:

(4.5)

где:

VЗ - объем нефти между запорными задвижками на поврежденном участке нефтепровода, м3;

L - расстояние между задвижками, м;

R - радиус нефтепровода, м.

= (3,14 х 0,0695І) х 872 = 13,23м3

В итоге получим объем утечки при «порыве» нефтепровода:

= 19,55 + 13,23 = 32,8м3

Масса нефти (m, тонн), которая может разлиться при разгерметизации нефтепровода, рассчитывается по формуле:

m =V•с (4.6)

где:

V -максимальный объем нефти (м3);

с - плотность нефти (т/м3).

m =V•с = 32,8 х 0,841 = 27,57т

Площадь загрязнения при разливе нефти на болоте.

Площадь разлива нефти в результате разгерметизации трубопровода (порыв/прокол) зависит от местности прохождения трубопровода (суходол, водные преграды, болото). Рассматриваемые участки промысловых трубопроводов проходят по суходолу, болоту, водные преграды.

Площадь первичного загрязнения и глубина проникновения водогазонефтяной эмульсии в почву, существенно зависит от структуры и свойств грунта. В общем случае для определения площади загрязнения возможно использование приближенной оценки согласно эмпирической формуле.

(4.7)

где:

S - площадь загрязнения, м2;

V - объем вылившейся нефти, м3;

Т.к. распространение пятна разлива зависит от типа подстилающей поверхности, то необходимо учитывать степень загрязнения земель, степень загрязнения земель зависит от нефтеемкости грунта, соответственно формула примет вид:

(4.8)

где:

Кн - нефтеемкость грунта (принимается в зависимости от типа грунта) (Таблица 2).

Таблица 2. Нефтеёмкость грунтов

Грунт	Влажность, %
	0	20	40	60	80
Гравий (диаметр частиц 2..20 мм)	0,30	0,24	0,18	0,12	0,06
Пески (диаметр частиц 0,05..2 мм)	0,30	0,24	0,18	0,12	0,06
Супесь, суглинок (средний и тяжелый)	0,35	0,28	0,21	0,14	0,07
Суглинок легкий	0,47	0,38	0,28	0,18	0,10
Глинистый грунт	0,20	0,16	0,12	0,08	0,04
Торфяной грунт	0,50	0,40	0,30	0,20	0,10

= 53,3 х ((1-0,1) х 32,8)0,89 = 1 084м2

Приближенная оценка площади загрязненной водной поверхности водоемов производится по формуле:

(4.9)

где:

S - площадь разлива, м2;

V - объем вылившейся нефти, м3.

В итоге получим максимальную площадь загрязнения:

= 32,8 / 0,003 = 10 933м2 = 1,09га

Расчет ожидаемых объемов утечки нефти при «проколе» нефтепровода:

При проколе нефтепровода - 2% максимального объема прокачки в течение 14 дней.

При образовании в нефтепроводе дефекта соответствующего «проколу» расчет ожидаемого объема утечки проводится по следующей формуле:

(4.10)

где:

Vпрокол - объем возможного разлива нефти при проколе трубопровода, м3;

Qсут- максимальный суточный объем прокачки, т/сутки;

- максимальное время, затраченное на обнаружение утечки, сутки (14 суток);

- плотность нефти, т/м3.

В итоге получим объем утечки при «проколе» нефтепровода:

= 0,02 х 263 х 14 / 0,841 = 87,56м3

Максимальная масса нефти (m, тонн), которая может разлиться при разгерметизации нефтепровода, рассчитывается по формуле:

m =V•с,

где

V -максимальный объем нефти (м3);

с - плотность нефти (т/м3).

m =V•с = 87,56 х 0,841 = 73,64т

Площадь загрязнения при разливе нефти на болоте.

= 53,3 х ((1-0,1) х 87,56)0,89 = 2 598м2

Площадь загрязнения при разливе нефти на водную преграду (река, ручей).

= 87,56 / 0,003 = 29 186м2 = 2,9га

Исчисление размера вреда в случаях загрязнения водных объектов аварийными поступлениями органических и неорганических веществ, детергентов, пестицидов и нефтепродуктов производится в соответствии с методикой исчисления размера вреда, причиненного водным объектам вследствие нарушения водного законодательства
(утв. приказом МПР РФ от 30 марта 2007 г. N 71) по формуле:

У = Квг х Кдл х Кв х Кин х Нi (4.11)

где:

У - размер вреда, млн. руб.;

Квг - коэффициент, учитывающий природно-климатические условия в зависимости от времени года (Таблица 3);

Кдл - коэффициент, учитывающий длительность негативного воздействия вредных (загрязняющих) веществ на водный объект при непринятии мер по его ликвидации (Таблица 4);

Кв - коэффициент, учитывающий экологические факторы (состояние водных объектов) (Таблица 5);

Кин - коэффициент индексации, учитывающий инфляционную составляющую экономического развития;

Hi - такса для исчисления размера вреда от сброса i-го вредного (загрязняющего) вещества в водные объекты (Таблица 6).

Талица 3. Коэффициент, учитывающий время года причинения вреда

№ п/п	Месяцы	Коэффициент
1	Декабрь, январь, февраль	1,15
2	Март, апрель, май	1,25
3	Июнь, июль, август	1,10
4	Сентябрь, октябрь, ноябрь	1,15

* При половодьях и паводках принимается коэффициент 1,05.



Таблица 4. Коэффициент, учитывающий длительность воздействия вредных веществ

Время непринятия мер по ликвидации загрязнения, час	Коэффициент

До 6 включительно 1,1

Более 6 до 12 включительно 1,2

-"- 13 до 18 -"- 1,3

-"- 19 до 24 -"- 1,4

-"- 25 до 30 -"- 1,5

-"- 31 до 36 -"- 1,6

-"- 37 до 48 -"- 1,7

-"- 49 до 60 -"- 1,8

-"- 61 до 72 -"- 1,9

-"- 73 до 84 -"- 2,0

-"- 85 до 96 -"- 2,1

-"- 97 до 108 -"- 2,2

-"- 109 до 120 -"- 2,3

-"- 121 до 132 -"- 2,4

-"- 133 до 144 -"- 2,5

-"- 145 до 156 -"- 2,6

-"- 157 до 168 -"- 2,7

-"- 169 до 180 -"- 2,8

-"- 181 до 192 -"- 2,9

-"- 193 до 204 -"- 3,0

-"- 205 до 216 -"- 3,1

-"- 217 до 228 -"- 3,2

-"- 229 до 240 -"- 3,3

-"- 241 до 250 -"- 3,5

-"- 251 до 300 -"- 3,6

-"- 301 до 400 -"- 3,7

-"- 401 до 500 -"- 4,0

Более 500 5,0

_____________________________

* Время непринятия мер по ликвидации загрязнения водного объекта рассчитывается как разница между временем начала ликвидации загрязнения и временем окончания сброса вредных (загрязняющих веществ).



Таблица 5. Коэффициенты, учитывающие экологические факторы

п/п	Наименование водных объектов (бассейны рек, озер и морей)	Коэффициент

1. Нева 1,51

2. Неман 1,21

3. Реки бассейнов Ладожского и Онежского озер и 2,10

озера Ильмень и указанные озера

4. Прочие реки бассейна Балтийского моря 1,18

5. Северная Двина 1,36

6. Прочие реки бассейна Белого моря 1,16

7. Печора 1,37

8. Прочие реки бассейна Баренцева моря 1,22

9. Волга 1,41

10. Терек 1,55

11. Урал 1,60

12. Сулак, Самур 1,45

13. Прочие реки Каспийского моря 1,39

14. Дон 1,29

15. Кубань 2,20

16. Прочие реки Азовского моря 1,64

17. Днепр 1,33

18. Прочие реки Черного моря 1,95

19. Обь 1,22

20. Енисей 1,36

21. Прочие реки Карского моря 1,23

22. Лена 1,27

23. Прочие реки моря Лаптевых 1,18

24. Бассейн озера Байкал и озеро Байкал 2,80

25. Реки бассейна Восточно-Сибирского моря 1,15

26. Реки бассейнов Чукотского и Берингова морей 1,12

27. Амур 1,27

28. Прочие реки Охотского и Японского морей 1,32

29. Прочие реки Тихого океана 1,20

30. Озера 1,80

31. Другие водные объекты **

______________________________

* - Для водных объектов, не включенных в настоящий перечень, применяется коэффициент, учитывающий экологические факторы (состояние водных объектов), установленный для водного объекта, к которому относится конкретный водный объект.

** - Коэффициент, учитывающий экологические факторы (состояние водных объектов), установленный для водного объекта, увеличивается в случаях причинения вреда относящимся к его бассейну:

водным объектам, содержащим природные лечебные ресурсы, и особо охраняемым водным объектам, родникам - в 1,5 раза;

болотам, ручьям, прудам - в 1,3 раза;

каналам магистральным и межхозяйственным - в 1,2 раза;

ледникам и снежникам - в 1,4 раза.

Таблица 6. Таксы для исчисления размера вреда от загрязнения водных объектов

Мн, т	Нн, млн.руб.	Мн, т	Нн, млн.руб.	Мн, т	Нн, млн.руб.
0,1-0,2	0,5-0,6	10-16	7-11	400-550	258-349
0,25-0,4	0,7-1,0	20-30	14-22	600-750	381-464
0,5-0,9	1,2-1,4	35-40	25-28	800-1100	500-574
1-2	1,9-2,3	50-75	34-52	1300-1800	672-840
2,5-4	2,7-3,7	90-130	62-84	2000-3000	896-1344
5-9	4,4-6,1	160-350	104-229	3500-5000	1624-2016

У = Квг х Кдл х Кв х Кин х Нi = 1,15х1,1х1,22х1,3х20 = 40 125 800 руб.

4.3 Расчет затрат на ликвидацию аварии и ее последствий

Расчет возможных затрат на ликвидацию аварии и ее последствий при порыве:

Должность	Разряд	Кол-во часов	Стоимость 1 час.	Зарплата руб.	Отчисл. соц. страх	Сумма руб.
мастер	9	3300	242,69	800 877	134 867,69	935 744,69
слесарь	4	1970	155,74	306 807,8	51 579,01	358 386,81
слесарь	5	1970	183,70	361 889	60 838,99	422 727,99
ИТОГО	1 716 859,49



Транспортные расходы:

Транспорт	Количество часов	Стоимость 1 час.	Сумма руб.
УАЗ-39099	700	292,67	204 869
УРАЛ-4320-1912 (АКН-10)	470	666,57	313 287,9
ДТ-30П	240	2 169,28	520 627,2
ТАТРА-815 ЕВРО	220	368,40	81 048
УРАЛ-5557 (АНРВ-14 c Г/М)	110	614,04	67 544,4
Нефтесборщик "LAMOR"	640	203,25	130 080
Моторная лодка (мотор "Yamaha HWCS")	22	55,90	1 229,8
Мотопомпа "Robin" PTD405	160	64,64	10 342,4
Бензопила "STIHL" MS180	55	16,45	904,75
ИТОГО	1 329 933,45

Затраты на рекультивацию:

м2	Стоимость рекультивации руб./м2	Сумма руб.	м3	Стоимость откачки руб./м3	Сумма руб.	Итого
15033	56,61	851 018,13	45,1	1 620,72	73 094,47	924 112,6

В итоге мы получим возможные затраты на ликвидацию аварии и ее последствий в сумме: 3 970 906 рублей

Расчет возможных затрат на ликвидацию аварии и ее последствий при проколе:

Должность	Разряд	Количество часов	Стоимость 1 час.	Зарплата руб.	Отчисл. соц. страх	Сумма руб.
мастер	9	9900	242,69	2 402 631,0	404 603,06	2 807 234,06
слесарь	4	5900	155,74	918 866,0	154 737,03	1 073 603,03
слесарь	5	5900	183,70	1 083 830,0	182 516,97	1 266 346,97
ИТОГО	5 147 184,06



Транспортные расходы:

Транспорт	Количество часов	Стоимость 1 час.	Сумма руб.
УАЗ-39099	2100	292,67	614 607,00
УРАЛ-4320-1912 (АКН-10)	1400	666,57	933 198,00
ДТ-30П	720	2 169,28	1 561 881,60
ТАТРА-815 ЕВРО	660	368,40	243 144,00
УРАЛ-5557 (АНРВ-14 c Г/М)	330	614,04	202 633,20
Нефтесборщик "LAMOR"	1900	203,25	386 175,00
Моторная лодка (мотор "Yamaha HWCS")	22	55,90	1 229,80
Мотопомпа "Robin" PTD405	480	64,64	31 027,20
Бензопила "STIHL" MS180	160	16,45	2 632,00
ИТОГО	3 976 527,8

Затраты на рекультивацию:

м2	Стоимость рекультивации руб/м2	Сумма руб.	м3	Стоимость откачки руб/м3	Сумма руб.	Итого
49440	56,61	2 798 962,26	148,32	1 620,72	240 385,37	3 039 347,63

В итоге мы получим возможные затраты на ликвидацию аварии и ее последствий в сумме: 12 975 434 рублей

Штрафы за несоблюдение экологических требований при планировании, технико-экономическом обосновании проектов, проектировании, размещении, строительстве, реконструкции, вводе в эксплуатацию, эксплуатации предприятий, сооружений или иных объектов от разлива нефтепродуктов или высокоминерализованной воды образовавшихся в результате порыва трубопровода предусмотренные в Главе 8 Кодекса Российской Федерации «Об административных правонарушениях» составляют: 40 000 ч 100 000 рублей

Существует так же статья «Нарушение требований к охране водных объектов, которое может повлечь их загрязнение, засорение и (или) истощение» за которую предусмотрены более низкие штрафы (от 30 000 до 40 000 рублей), но в данном случае предусмотрена остановка деятельности объекта на срок до 90 суток, что повлечет за собой еще большие убытки для Компании.

Так же необходимо взять в расчет затраты Компании на замену дефектного участка трубопровода.

Минимальная длина заменяемого участка составит 40м (ширина русла р.Осиновая при минимальном уровне воды - 20м).

№ п/п	Наименование	Диаметр, толщина стенки	Единица измерения	Кол-во	Общая стоимость, руб.
1	Труба стальная бесшовная с заводской изоляцией	159х10	м	40	113 760
2	Строительно-монтажные работы		м	40	27 665
ИТОГО:	141 425

Максимальная длина заменяемого участка составит 330м (ширина пойменной зоны р.Осиновая в паводковый период - 300м).

№ п/п	Наименование	Диаметр, толщина стенки	Единица измерения	Кол-во	Общая стоимость, руб.
1	Труба стальная бесшовная с заводской изоляцией	159х10	м	330	938 520
2	Строительно-монтажные работы		м	330	228 030
ИТОГО:	1 116 550

В итоге мы получим затраты Компании на замену дефектного участка трубопровода: от 141 425 до 1 116 550 рублей (средняя стоимость 700 000 рублей)

Принимая в расчет суточный дебит к.20 и время остановки, необходимое для замены дефектного участка вычислим потери в добыче нефти.

Дебит к.20 - Qж=232м3 / Qн=143т, время остановки - 6 часов.

Потери в добыче составят - 35,75т.

При средней цене на нефть 65 долларов за баррель (0,1360 т) и курсе доллара 52 руб. потери Компании от остановки нефтяных скважин составят 888 493 руб.

В результате проведенных расчетов мы получим соотношение затрат на обустройство водного перехода трубопровода защитным кожухом к возможным затратам на ликвидацию отказа и его последствий и выплату штрафов за экологический ущерб:

Затраты на модернизацию трубопровода: 11 616 880 рублей

Затраты на ЛПА, замену дефектного участка и экологические штрафы примерно составят: 54 689 727 рублей.



5. Социальная ответственность

Производство строительно-монтажных работ на нефтепроводах (НСК и ННП) всегда связано с рядом опасных факторов, которые угрожают безопасному проведению работ, а также экологической безопасности окружающей среды.

При производстве строительно-монтажных работ работает система, которая состоит из трех составляющих - «человек-машина-среда» (далее Ч-М-С).

Элемент системы «человек» - это лица не моложе 18 лет, имеющие специальное профессионально-техническое образование, прошедшие медицинское освидетельствование и производственное обучение, а также инструктажи и проверку (аттестацию) знаний правил охраны труда и промышленной безопасности. Эти лица должны иметь навыки оказания доврачебной медицинской помощи. А так же ознакомлены с внутренним распорядком, характерными опасностями и их признакам, правилам предотвращения их возможных проявлений.

При производстве строительно-монтажных работ нефтепроводов на переходах через водные преграды в систему «человек» будут входить три вида работников, обладающие разной квалификацией.

Инженер. Непосредственный руководитель производства работ после выдачи ему наряда-допуска руководителем организации. Он обязан перед началом работ ознакомить работников с мероприятиями по безопасности производства работ и оформить инструктаж с записью в наряде-допуске. Осуществляет контроль производства работ на всех этапах ее проведения.

Мастер. Ответственный за выполнение таких видов работ как газоопасные работы, выполнение любых работ в замкнутых и труднодоступных пространствах, осуществление строительно-монтажных работ.

Рабочие. Своевременно проходят инструктажи, проводят работы в соответствии с инструкциями по ОТ, нормативными эксплуатационными документами. Виды наиболее опасных типов работ выполняемых бригадой рабочих под контролем ИТР: разработка траншеи до нижней образующей трубопровода, подъем и протаскивание трубопровода, сварочные работы, погрузо-разгрузочные работы, противокоррозионная изоляция, огневые, сварочные работы, укладка трубопровода с подбивкой грунта под ним, присыпка трубопровода и окончательная засыпка траншеи.

Элемент системы «машина» - «М». В производстве любых строительно-монтажных работ на объектах трубопроводного транспорта не обходится без применения машин. Потребность в их использовании определяется на основании физических объемов работ, производительности машин и механизмов, а так же их технических характеристик.

Предметы труда, на которые направлены эти воздействия: трубы, электроды, запорная арматура, изоляционные материалы, стропы.

Элемент системы «среда» - «С». Место проведения работ Томская область и ХМАО. Участок промыслового нефтепровода к.20-УПСВ-8 (нефтесборный коллектор) IV категории, d159x10, давление рабочее 2,5МПА согласно РД 39-132-94 [1]. Работы производятся в зимний период.

При производстве строительно-монтажных работ оказываются вредные воздействия на атмосферный воздух, выбросы загрязнений в почву.

5.1 Профессиональная социальная безопасность

Анализ опасных и вредных факторов предполагает выделение тех, которые непосредственно присутствуют при проведении строительно-монтажных работ нефтепровода. Для структуризации опасных и вредных факторов составим таблицу, при помощи которой появится целостное представление об выделенных факторах на рабочем месте.

Основные элементы формирующие опасные и вредные производственные факторы приведены в Таблице 7.

Таблица 7 - Основные элементы производственного процесса, формирующие опасные и вредные факторы при выполнении строительно-монтажных работ на промысловом нефтепроводе

Наименование видов работ	Ф а к т о р ы (ГОСТ 12.0.003-74 ССБТ с измен. 1999 г.)	Нормативные документы
	Вредные	Опасные
Земляные работы Сварочные работы Грузоподъемные операции Установка защитного кожуха методом «труба в трубе»	1.Отклонение показателей климата на открытом воздухе; 2.Превышение уровней шума и вибрации; 3.Утечка токсичных и вредных веществ в атмосферу; 4.Тяжесть и напряженность физического труда.	1.Электрический ток; 2.Взрывопожароопасность 3.Электрическая дуга и металлические искры при сварке 4.Движущиеся машины и механизмы производственного оборудования (в т.ч. грузоподъемные)	ГОСТ 12.0.003-74 ГОСТ 12.1.003-83 ГОСТ 12.1.004-91 ГОСТ 12.1.005-88 ГОСТ 12.1.010-76 ГОСТ 12.1.011-78 ГОСТ 12.4.011-89 ГОСТ 12.1.019-79 РД 39-132-94 СП 34-116-97

5.1.1 Анализ вредных производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению

Превышение уровней шума и вибрации

При строительстве нефтепроводов используются машины и оборудование: экскаваторы, бульдозеры, шлейфмашинки, трубоукладчики и т.д. Их сопровождается огромным количеством звуков, которые, при долгосрочном воздействии на человека, могут принести вред слуху и дискомфорт. Следствием продолжительного воздействия шума на человека являются развитие такие заболевания как шумовая болезнь, снижение слуховой чувствительности, изменение функций пищеварения, сердечно-сосудистая недостаточность. При повышенном уровне вибрации у человека наблюдается повышение утомляемости, увеличение времени зрительной реакции, нарушение опорно-двигательного аппарата.

Допустимый уровень звука при работе на производстве зависят от тяжести труда. Максимальный уровень шума при работе с инструментом в быту не должен превышать 80 дБА согласно ГОСТ 12.1.003-83 [10].

Для снижения воздействия шума на человека работники оснащаются специальными средствами защиты ? наушниками или вкладышами. Все инструменты, которыми производятся работы, проходят тестирование на уровень шума, и допускаются к работе с виброзащитой или глушителем.

Утечка токсичных и вредных веществ в атмосферу

Источниками утечки токсичных и вредных веществ в атмосферу могут являться нефть, небольшое содержание газа, растворитель, герметик и композитный состав.

Растворитель и нефть содержат углеводороды, пары которых очень опасны для здоровья, следует избегать соприкосновения с кожей. Смола, входящая в композитный состав и герметик, а также пары растворителя и нефти токсичны и вызывают раздражение слизистых оболочек, а также кожи лица и рук, кашель, головокружение, а в некоторых случаях аллергическую реакцию и образование ожогов на коже.

Предельно - допустимая концентрация паров нефти и газов в рабочей зоне не должна превышать по санитарным нормам 300 мг/м³, при проведении газоопасных работ, при условии защиты органов дыхания, не должно превышать предельно - допустимую взрывобезопасную концентрацию (ПДВК), для паров нефти 2100 мг/ м³. Для измерения концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны чаще всего используют газоанализатор «КОЛИОН-1».

При работе с композитным составом, герметиком, растворителем и нефтью необходимо пользоваться индивидуальными средствами защиты: специальный костюм по ТУ 17 - 08 - 114 - 80; резиновые перчатки по ГОСТ 20010 - 74; сапогами по ГОСТ 12.4.137 - 84; респиратор РПГ - 67А по ГОСТ 12.4.004.

Согласно ГОСТ 12.1.005, нефть и нефтепродукты опасны для человека из-за их состава, в котором большое количество сернистых соединений: сероводород, оксид серы, азот. Воздействие на человека всего перечисленного более подробно представлено в таблице 8.

Таблица 8 ? Физиологическое воздействие на организм человека некоторых газов, содержащихся в нефти

Газ	Содержание	Длительность и характер воздействия
	объем, %	мг/л
Оксид углерода	0,1	12,5	Через 1 час головная боль, тошнота, недомогание
	0,5	6,25	Через 20-30 мин смертельное отравление
	1	12,5	Через 1-2 мин ? сильное смертельное отравление
Оксиды азота	0,006	0,29	Кратковременное воздействие раздражение горла
	0,01	0,48	Продолжительное воздействие опасно для жизни

Подобные документы

• Способы транспортировки нефти

  Подготовка нефти к транспортировке. Обеспечение технической и экологической безопасности в процессе транспортировки нефти. Боновые заграждения как основные средства локализации разливов нефтепродуктов. Механический метод ликвидации разлива нефти.
  
  реферат [29,6 K], добавлен 05.05.2009
  

• Проектирование судна-нефтесборщика для ликвидации разливов нефти в Финском заливе

  Характеристика загрязнения вод Финского залива. Технология морских работ по ликвидации аварийных разливов нефти. Расчет водоизмещения и размеров судна-нефтесборщика, его основные устройства и системы. Организационно-технологическая схема постройки судна.
  
  дипломная работа [4,5 M], добавлен 03.03.2013
  

• Организация транспортировки нефти и нефтепродуктов на примере предприятия ОАО "АК "Транснефть"

  Подготовка нефти к транспортировке. Обзор различных систем внутрипромыслового сбора: самотечных и герметизированных высоконапорных. Типы танкеров для перевозки сжиженных газов. Техническая и экологическая безопасность в процессе транспортировки нефти.
  
  курсовая работа [488,8 K], добавлен 21.03.2015
  

• Способы ликвидации разливов нефти на магистральных нефтепроводах

  Характеристика аварийной обстановки на магистральном нефтепроводе, терминология при ее описании. Данные о природно-климатических условиях района расположения объектов Саратовского РНУ. Методы ликвидации разливов нефти на магистральных нефтепроводах.
  
  дипломная работа [8,9 M], добавлен 23.01.2012
  

• Потери от утечки нефти при трубопроводном транспорте

  Общие сведения о потерях нефти и нефтепродуктов при транспортировке по трубопроводам. Борьба с авариями на нефтепроводах, способы их ликвидации. Методы контроля утечек и предупреждения аварий. Организация эффективной защиты трубопроводов от коррозии.
  
  реферат [748,7 K], добавлен 01.06.2015
  

• Варианты переработки нефти

  Общая характеристика нефти, определение потенциального содержания нефтепродуктов. Выбор и обоснование одного из вариантов переработки нефти, расчет материальных балансов технологических установок и товарного баланса нефтеперерабатывающего завода.
  
  курсовая работа [125,9 K], добавлен 12.05.2011
  

• Переработка нефти

  Классификация и физические свойства нефти и нефтепродуктов, ограниченность их ресурсов. Проблема рационального использования нефти: углубление уровня ее переработки, снижение удельного расхода топлива на производство тепловой и электрической энергии.
  
  курсовая работа [3,4 M], добавлен 05.09.2011
  

• Подготовка нефти к переработке. Вредные примеси в нефти

  Краткий обзор вредных примесей в нефти: механические примеси, кристаллы солей и вода, в которой растворены соли. Требования к нефти, поступающей на перегонку. Нефти, поставляемые на нефтеперерабатывающие заводы, в соответствии с нормативами ГОСТ 9965-76.
  
  презентация [430,3 K], добавлен 21.01.2015
  

• Подготовка нефти к переработке. Стабилизация нефти

  Состав скважинной продукции. Принципиальная схема сбора и подготовки нефти на промысле. Содержание легких фракций в нефти до и после стабилизации. Принципиальные схемы одноступенчатой и двухколонной установок стабилизации нефти, особенности их работы.
  
  презентация [2,5 M], добавлен 26.06.2014
  

• Повышение энергоэффективности транспорта нефти с помощью применения насосов, оборудованных частотно-регулируемым приводом

  Главные параметры магистрального транспорта нефти. Перекачка нефти насосными агрегатами. Обоснование эффективности применения частотно-регулируемого привода на центробежном насосе. Оценка изменения сроков службы и снижения затрат на ремонт трубопроводов.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 24.12.2021
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам