Технология очистки нефтепровода "Монги-Погиби"

Как и ранее, использовался план дробного факторного эксперимента (ДФЭ 2^5-2). Окончательные результаты определения оптимальной рецептуры изготовления гельных очистных систем на углеводородной основе представлены в табл.2.4. Степень очистки трубопровода во всех случаях находилась на уровне 90-95%.

Таким образом, на основании проведённых экспериментов, можно сделать следующие выводы.

Разработаны составы гельных очистных систем, основанные на использовании как водорастворимых, так и углеводородных полимеров. Эффективность очистки трубопровода при помощи ГОС достигает 90-95%.

Таблица 2.4 - Оптимальный состав гельных очистных систем на углеводородной основе

При одинаковой эффективности гельные очистные системы на основе ПАА значительно дешевле (не менее, чем в 3 раза) и технологичнее в изготовлении, по сравнению с аналогичными углеводородными гелями, но и в 3...4 раза длиннее, что в промышленных условиях требует в большинстве случаев модернизации камеры запуска скребков.

2.2 Разработка рекомендаций по выбору технологический параметров эксплуатации трубопроводов при их очистке гельными системами

Приведенные выше исследования по выбору оптимальных составов ГОС носили главным образом статический характер. Для выявления всех характерных особенностей применения ГОС и выбора наиболее эффективных режимов эксплуатации трубопроводов, обеспечивающих наилучшее качество очистки, мною был проведен соответствующий анализ исследования гельных очистных систем проведенных на специально созданном промышленном стенде опытной базы института ВНИИСПТнефть.

Производственный лабораторный стенд - (ЦЕПР - цех экспериментально - производственных работ ВНИИСПТнефть) - состоит из трубопровода 1, 114x7, длиной А - 3000 м, Б - 600 м, С - 1200 м, камеры запуска 2, камеры приёма 3 гель-поршня, запорной арматуры 4, и центробежного насоса МВН-25 (рис.2.2).

В качестве рабочей среды при испытаниях использовались: вода, моторное топливо, дизельное топливо, бензины, нефть. Технические возможности используемого оборудования позволяли для всех перечисленных сред варьировать скорость потока в диапазоне 0,2...2,8 м/с (Q=0,0016...0,022m³/c, Re=2000...280000). Скорость перекачки и параметр Re охватывали весь диапазон изменения соответствующих параметров нефте- и нефтепродуктопроводов.

Регулировка производительности осуществлялась перепуском по байпасу между нагнетанием и всасыванием насоса МВН-25, а также дросселированием потока на выходе из насоса. Избыточное давление при испытаниях выдерживалось в пределах 0,1... 1,5 МПа.

Скорость перекачки определялась расчётным путём - при установившемся режиме измерялось время заполнения фиксированного объема (V=l,58 м³) в камере приёма гельной системы. После этого определялась фактическая производительность.

Используемая схема производственного стенда позволяла полностью моделировать процесс вытеснения как жидкостных, так и газообразных сред.



Рисунок 2.2 - Схема производственного стенда для испытания гельных очистных, систем

1 - трубопровод 0114x7;

2 - камера запуска гельной системы;

3 - камера приема гельной системы;

4 - запорная арматура;

5 - буферная емкость для сбора вытесненной жидкости;

6 - емкость для вытесняющей жидкости;

7 - модифицированные вискозиметры (см. рис.2.3).

Для имитации влияния местных сопротивлений на динамику прохождения ГОС, на участках А, В, С стенда (рис.2.2) последовательно монтировались фрагменты трубопроводов различной конфигурации и диаметров. Изменение проходного сечения при этом достигало 60%. Углы поворотов трассы опытно-промышленного трубопровода варьировалось в диапазоне 0°... 120°.

Для оценки степени деформации и разрывных усилий, возникающих в гельной системе при прохождении ею местных сопротивлений (сужения проходного сечения) в местах переходов трассы из трубы большего диаметра в трубы меньшего диаметра, устанавливался специально модифицированный капиллярный вискозиметр постоянного давления [57, 101]. Схема этого устройства представлена на рис.2.3.

Конический диффузор (угол раскрытия варьировался в пределах 0...60⁰) позволял создавать направленный поток вытесняемого продукта из трубы большего диаметра (магистрали испытательного стенда) в трубу меньшего диаметра. Вид гельной композиции, выходящей из диффузора, фотометрировался для визуализации возможных нарушений сплошности ГОС.

Используемая конструкция прибора позволяла получать количественную характеристику способности сформированного геля к сжатию и восстановлению формы под действием нормальных напряжений, возникающих в структуре ГОС при сдвиге.

Рисунок 2.3 - Адаптированный ротационный эласторелаксометр

1 - вискозиметрический цилиндр;

2 - крышка цилиндра;

3 - патрубок;

4 - держатели;

5 - головка съемная;

6 - трубопровод.

Количественная оценка качества проведённой очистки той или иной гельной композицией проводилась на основе апостериорного определения коэффициента вытеснения:



где V₁ - объем вытесняемой среды;

V₂ - объем механических и внутритрубных отложений в трубопроводе;

V₃ - объем газовых скоплений в вытесняемой среде;

V₄ - объем вытесняющей среды;

Vi+V2+V₃=V_Tp, V_Tp - объем трубопроводов стенда.

Методика проведения экспериментов заключалась в следующем. В трубопроводы стенда (рис.2.2) закачивалась одна из сред, перечисленных выше. Перед этим в профильных участках трубопровода размещались механические отложения (песок, окалина, глина и пр.) и создавались воздушные пробки. Затем в камере приёма или в камере запуска (в зависимости от вида гельной композиции) подготавливался раствор геля, который сшивался там в течение 4...24 часов (при температурах от 50°С до 20°С, соответственно). По истечении этого срока происходило переключение соответствующих задвижек и насос МВН-25, отбирая жидкость из емкости 6, начинал процесс вытеснения гельной очистной системы из камеры запуска 2. Время прохождения ГОС через места изменения диаметров трубопроводов и узлы установки модифицированных вискозиметров происходило фотометрирование состояния гельной системы. Вытесняемая в процессе очистки опытно-промышленного стенда жидкость направлялась в резервуар 5. В момент выхода ГОС из трубы в камеру приема 3 задвижки вновь переключались и перекачка останавливалась. Объем вытесненной жидкости определялся расчётным методом путём опорожнения резервуара 5 за вычетом соответствующей части смеси, образовавшейся в камере приёма 3. Объём вытесненных механических внутритрубных отложений определялся после опорожнения емкости 3 (рис.2.2).

Оценка полноты вытеснения воздушных скоплений производилась визуально, путём фотометрирования соответствующих профильных участков по завершении процесса вытеснения и очистки трубопроводов опытно-промышленного стенда.

Основные результаты проведённых экспериментов по определению коэффициента вытеснения представлены на рис. 2.4...2.5. Анализ рис. 2.4 показывает, что при прочих равных условиях с увеличением кинематической вязкости вытесняемой среды растёт эффективная скорость движения вытесняемой гельной композиции (для сшитых гелей с концентрацией ПАА=2,5%).

Наиболее эффективные результаты наблюдаются в диапазоне изменения числа Рейнольдса (4-5)10⁴. Коэффициент вытеснения при этом близок к единице.

Анализ рис. 2.5 иллюстрирует тот факт, что для не сшитых гелей с концентрацией полимера 5% увеличение концентрации ПАА позволяет повышать скорость вытеснения в 3...4 раза. Наиболее полно, для подобных ГОС, вытеснение происходит в диапазоне Re=0,5.. .5-10⁴ (скорость вытеснения до 0,5 м/с).

Тем не менее, эксперименты с несшитыми гельными композициями показали, что в общем случае эффективность очистки трубопроводов с адгезионно связанными внутритрубными отложениями с их помощью невысока. В лучшем случае отложения прилипают к поверхности геля и передвигаются в его теле, как в вязкой среде. Подобные гели эффективны в применении в качестве буферных разделителей при вытеснении одной жидкости другой.

Анализ результатов экспериментов показал, что подобные ГОС, являясь ярко выраженными вязкоупругими системами, двигаются в поршневом режиме и обеспечивают не только высокоэффективное вытеснение жидкости, но и пробковое вытеснение внутритрубных отложений и скоплений инородных жидкостей. Визуальный контроль прохождения подобных ГОС через профильные фрагменты трассы опытно-промышленного стенда показали, что при движении этих ГОС происходит почти 100%-ное вытеснение всех жидкостных и газовых скоплений.

Результаты экспериментов показывают, что практически все разработанные типы составов обеспечивают очистку трубопроводов с коэффициентом эффективности К~1 при скорости потока жидкости до 1 м/с. В диапазоне скоростей 1... 1,2 м/с эффективность их применения уменьшается на 2...3 %. Если скорость перекачки увеличивается до 1,8 м/с, то полнота очистки уменьшается до 90-95%.

Рисунок 2.4 - Зависимость коэффициента эффективности очистки от вязкости вытесняемого продукта

1 - вытесняемая жидкость - вода (v=T-10 м /с);

2 - вытесняемая жидкость - дизельное топливо - Л (v=6-10⁶ м²/с, t=20 °С);

3 - вытесняемая жидкость - моторное масло (v= 1,5-10⁴ м²/с, t=20 °С).

Вытесняющая жидкость - вода (t=20 °С);

ГОС - 2,5% водный раствор ПАА без применения сшивающего реагента.



Рисунок 2.5 - Зависимость коэффициента эффективности очистки от концентрации полимера в гельной композиции

Вытесняемая среда - нефть (v=T0,64T0~ м /с, t=20 °С, р=0,862 т/м , температура застывания = -30°С, содержание парафинов = 3,6%, серы - 0,32%).

1 - 12% водный раствор ПАА;

2 - 10% водный раствор ПАА;

3 - 8% водный раствор ПАА; 4-5% водный раствор ПАА.

Все растворы ПАА изготавливались без применения сшивающих реагентов. Вытесняющая среда - вода.

Исследования степени изношенности ГОС после выхода их из очищенного трубопровода в камеру приема 3 (рис. 2.2) показали, что величина износа прямо пропорциональна длине очищаемого участка и обратно пропорциональна диаметру трубопровода. В среднем величина износа тела ГОС составляет 1 м на 10 км трубопровода (для сшитых гелей на основе ПАА) и уменьшается с увеличением диаметра. С учетом проведенных экспериментов (более 50 очисток опытно промышленного стенда) можно рекомендовать использование 15-ти метрового ГОС на 100 км очищаемого нефтепродуктопровода. Такая длина гельной системы гарантированно обеспечит очистку внутренней полости трубопровода.

Аналогичные исследования проводились на том же стенде и с углеводородными гельными системами. Отличие в методике проведения экспериментов заключалась лишь в том, что камера запуска 2 (рис.2.2) заменялась на фрагмент трубы, больший по диаметру на 10-30% по сравнению с основной магистралью.

Изготовление ГОС на основе углеводородных полимеров происходило в несколько стадий. На первой стадии подготавливалась модифицированная камера запуска, внутреннюю поверхность которой тщательно покрывали слоем консистентной смазки (литол).

На второй стадии происходило изготовление гелеобразующих компонентов в следующей последовательности. Товарные бруски каучуков измельчались на небольшие составляющие (до 3-5 мм), затем последние пропускались через вальцы до получения листов толщиной 5-10 мм. Этот полуфабрикат помещался в растворитель (дизельное топливо, бензин, нефть) где он при температуре 20 °С набухал в течение нескольких часов (до 36 часов). Окончательный раствор каучуков подготавливался в клеемешалке объёмом 25-10³ м³ в течение 14...26 часов при той же температуре и непрерывном перемешивании.

На третьей стадии производился ввод структурирующих агентов, усиливающих наполнителей и сшивающих реагентов.

Полученная в результате всех перечисленных операций композиция заливалась в камеру запуска 2 (рис.2.2) и выдерживалась дополнительно в течение 14-36 часов. Дальнейшая процедура проведения экспериментов в точности соответствовала операциям с водорастворимым ПАА.

Основные результаты экспериментов с углеводородными ГОС представлены в табл.2.5.

Анализ проведённых исследований показывает, что углеводородные гели показывают результаты на 10...25% ниже по сравнению с ГОС, изготовленными на основе водорастворимых полимеров (по коэффициенту эффективности очистки). Кроме того, их изготовление занимает в 3...4 раза больше времени, чем подготовка сшитых гелей на основе водных растворов ПАА.

Углеводородные ГОС значительно менее технологичны по сравнению с гельными композициями, изготовленными на основе водорастворимых полимеров. При отсутствии соответствующего покрытия внутренней поверхности камеры запуска (литол, парафин и пр.) углеводородные гели "намертво" склеиваются с поверхностью металла. Вытеснить ГОС в подобной ситуации невозможно. Кроме того, при малейшем нарушении технологии их изготовления диаметр углеводородной ГОС перестает соответствовать диаметру трубопровода, в который она вытесняется. Это приводит к тому, что либо образуется кольцевой зазор между гельным поршнем и поверхностью трубопровода, либо внешняя часть гельной пробки срезается при ее продавливании в очищаемый трубопровод.

Главным преимуществом углеводородных ГОС является их значительно большая прочность и абразивность. При правильном изготовлении углеводородного геля он способен очищать трубопровод от внутритрубных отложений практически любой природы.

Таким образом, на основании проведенных исследований можно сделать следующие выводы. При проведении очисток внутренней поверхности НПП наиболее эффективно применение гельных очистных систем, изготовленных на основе водных растворов ПАА. При скорости вытеснения до 1 м/с эффективность очистки трубопроводов достигает 100%.

При проведении очистных работ с применением углеводородных гелей необходимо в процессе очистки поддерживать режим течения жидкости в трубопроводе, соответствующий Re=3...5*10⁴.



Таблица 2.5 - Результаты контроля динамики движения углеводородных гельных очистных систем на опытно промышленном стенде

При опорожнении нефтепродуктопроводов перед проведением гидроиспытаний рекомендуется использовать гелевые несшитые композиции, которые позволяют вытеснять нефтепродукты из трубопроводов с изменением эффективного диаметра не менее 60 %. Для очистки сравнительно коротких (время нахождения ГОС в трубопроводе 40...50 часов) трубопроводов, имеющих адгезионно связанные отложения, рекомендуется использование углеводородных гелей, изготовленных на основе синтетических каучуков.

2.3 Технология очистки нефтепровода "Монги-Погиби"

Испытание ГОС в рамках дипломного проека проходило в компании РН-Сахалинморнефтегаз на участке трубопровода "Монги-Погиби".

Основными задачами пропуска ГОС являлись: проверка технологии использования гелей разработанной на опытно-промышленном стенде; очистка линейной части МНП от водных и газовых скоплений; очистка внутренней полости трубопровода от механических загрязнений; апробация технологии запуска, сопровождения и приёма ГОС; очистка резервных ниток нефтепровода (9 участков общей протяжённостью 394 км).

Запуск геля планировалось произвести, начиная с нулевого километра (по пикетам профиля трассы) до НПС "Даги" (394-й километр трассы). Участок очистки включал 8 резервных ниток: 10-11 км; 17-37 км; 76-78 км; 116120 км; 172-174 км; 207-208 км; 318-319 км; 379-383 км. Общая длина резервных ниток составила 36 км. Диаметр основного трубопровода составлял 1220 мм; резервного - 1020 мм. Схема расположения линейных задвижек позволяла последовательно пропускать гель, как через основные, так и вспомогательные нитки МНП.

Предполагая, что объем воды в нефтепроводе был достаточно мал, было принято решение использовать водорастворимый гель, изготовленный на основе ПАА с добавкой структурообразователя на основе полимера ЧС.

На первом этапе испытаний было решено полностью придерживаться схемы запуска ГОС, впервые реализованной на опытно-промышленном стенде института ИПТЭР[46].

Полимерный гель в количестве 22 м³ готовился в имеющейся камере пуска скребка с помощью передвижного реактора объемом 0,6 м³ путем периодического приготовления порций геля в течение 2-х часов и последовательного заполнения камеры пуска скребка в течение 4-х суток. За сутки до окончания приготовления всего объема геля в него был начат ввод структурообразователя. Для полного созревания геля он дополнительно выдерживался в течение 1-х суток после приготовления. Вязкость ГОС без структурообразователя составила 0,45 Па-с, после введения структурообразователя вязкость системы в течение суток увеличилась и достигла значений порядка 20,0 Па-с. Причем, если без структурообразователя 2...5% гели полиакриламида относятся к вязким системам, то после сшивки структурообразователем система приобрела ярко выраженные вязкоупругие свойства. Перед началом промышленного испытания для оценки истинного гидравлического состояния трубопровода было решено произвести контрольную перекачку нефти, отслеживая при этом изменение ее физико-химических свойств и контролируя колебания температуры перекачки. Результаты измерений представлены в табл.2.6. Анализ табл.2.6 показывает, что условия перекачки можно считать изотермическими. При этом измеренные колебания вязкости и плотности нефти на перегоне в 383 км составили 3,7% и 0,6% соответственно.

Запуск ГОС был осуществлен одновременно с пуском подпорной насосной станции. Через 16 минут после окончания переключения технологических задвижек камеры запуска скребков была запущена основная насосная станция (НС).

Таблица 2.6 - Данные контрольной перекачки нефти по нефтепроводу "Монги-Погиби" перед очисткой

Контроль прохождения ГОС осуществлялся при помощи пробоотборников на 37-м, 116-м, 383-м километрах трассы нефтепровода и на НПС "Даги". Сравнение расчётных и измеренных контрольных цифр показало, что существует некоторое запаздывание времени подхода ГОС к контрольным точкам. Это объясняется увеличением гидравлического сопротивления трубопровода в момент очистки и вытеснением внутритрубных отложений. При проведении измерений перепада давления отмечено его повышение (до 0,4 МПа) по сравнению с данными контрольной перекачки.

Последующие измерения состава и объемов данных отложений в РВС НПС "Парабель" показали их увеличение на 419 м (14,6 м донных отложений и 404,4 м³ воды).

Непосредственно после приема ГОС была проведена повторная контрольная перекачка, результаты которой представлены в табл.2.7.

Таблица 2.7 - Данные контрольной перекачки нефти по нефтепроводу "Монги-Погиби" после очистки

Оценка эффективности измерения очистки производилась на основе анализа измерения энергозатрат на перекачку одной тонны нефти НПС "Александровская" и НПС "Раскино".

Сравнительное изменение энергозатрат на перекачку нефти до и после проведения очистки представлено в табл.2.7.

Анализ полученных результатов (табл.2.8) показывает, что энергозатраты на перекачку нефти после проведения очистки уменьшилась на НПС "Александровское" на 4,7 % и на НПС "Раскино" на 1,8 %, что хорошо согласуется с квадратичным характером изменения напорной характеристики трубопровода.



Таблица 2.8 - Изменение энергозатрат на перекачку нефти в результате очистки участка нефтепровода "Монги-Погиби"

На основании проведённых экспериментов можно сделать следующие выводы. Гельные очистные системы позволяют проводить очистку как линейной части, так и резервных ниток магистральных нефтепроводов от внутритрубных отложений и скоплений воды.

После проведения очистки нефтепроводов при помощи ГОС наблюдается устойчивое снижение энергозатрат на перекачку нефти (не ниже, чем на 2 %).



3. Безопасность жизнедеятельности

3.1 Разработка мероприятий по охране труда, технике безопасности

К самостоятельной работе при очистке трубопроводов нефти допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование и не имеющие противопоказаний к выполнению данного вида работ, обученные безопасным методам и приемам работы, применению средств индивидуальной защиты, правилам и приемам оказания первой медицинской помощи и прошедшие проверку знаний в установленном порядке.

Периодическая проверка знаний рабочих проводится ежегодно в том же порядке, как при проведении первичной проверки знаний.

Внеочередная проверка знаний у рабочих проводится:

-- при изменении производственного (технологического) процесса, внедрении нового вида оборудования и механизмов;

-- при введении в действие новых правил и норм безопасности, инструкций по безопасному ведению работ;

-- в случае выявления нарушений требований правил безопасности и инструкций, которые могли привести или привели к травме или аварии;

-- по приказу или распоряжению руководства предприятия, по указанию вышестоящих органов;

-- по требованию органов государственного надзора и технических инспекторов труда профсоюзов в случае обнаружения недостаточных знаний;

-- при переводе на другую работу или перерыве в работе более шести месяцев.

Работники, обслуживающие нефтепровод, в соответствии с "Основными положениями об организации работы по охране труда в нефтяной промышленности" проходят следующие виды инструктажей по правилам безопасности:

а) вводный - проводится со всеми поступающими на предприятие рабочими и служащими независимо от их образования, квалификации и стажа работы по данной профессии или должности, а также с работниками, командированными для работы на данном предприятии, учащимися, студентами и другими лицами, допускаемыми на территорию проведения строительно-монтажных работ.

б) на рабочем месте, первичный - для рабочих и мастеров с практическим обучением - перед допуском к самостоятельной работе или при переводе с одной работы на другую. Периодичный - проводится руководителем работ непосредственно на рабочем месте для рабочих по программе первичного инструктажа не реже чем через три месяца. Внеочередной, вызванный производственной необходимостью - при изменении производственного процесса, замене одного вида оборудования на другое и в подобных случаях, когда изменяются условия труда; если на участке, в бригаде произошел несчастный случай или отказ; при необходимости доведения до сведения работающих дополнительных требований, вызванных введением новых правил и инструкций по безопасному ведению работ. Разовый - по приказу или распоряжению вышестоящих организаций и контролирующих органов - перед выполнением работ.

Охрана труда рабочих заключается в выдаче администрацией необходимых средств индивидуальной защиты (специальная одежда, обувь и др.), в выполнении мероприятий по коллективной защите рабочих (ограждения, освещение, вентиляция, защитные и предохранительные устройства и приспособления и т.д.), в обеспечении санитарно-бытовыми нормами и характером выполняемых работ. Рабочим создаются необходимые условия труда, питания и отдыха.

При выполнении изоляционных работ с применением огнеопасных материалов, а также выделяющих вредные вещества обеспечивается защита

работающих от воздействия вредных веществ, а также от термических и химических ожогов. Для выполнения сварки применяются исправные установки, аппаратура и приспособления, обеспечивающие соблюдение требований НД. К производству сварочных работ допускаются сварщики, аттестованные в соответствии с "Правилами аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства" (ПБ 03-273-99), утвержденными постановлением Госгортехнадзора России от 30.10.98 №63, зарегистрированным Минюстом России 04.03.99, регистрационный № 1721, и имеющие удостоверение установленной формы. Сварщики могут производить сварочные работы тех видов, которые указаны в их удостоверении. Сварщик, впервые приступающий в данной организации к сварке, независимо от наличия удостоверения перед допуском к работе проходит проверку путем сварки и контроля пробного сварочного соединения. Перед началом сварки проверяется качество сборки соединяемых элементов, а также состояние стыкуемых кромок и прилегающих к ним поверхностей. Марки, сортамент, условия хранения и подготовка к использованию сварочных материалов должны соответствовать требованиям НД на сварку. Кромки деталей, подлежащих сварке, и прилегающие к ним участки очищаются от окалины, краски, масла и других загрязнений в соответствии с требованиями НД.

При производстве строительных и монтажных работ на трассе трубопровода руководствуются следующими основными правилами:

1) во избежание неблагоприятного воздействия статического электричества на рабочий персонал применяемое оборудование заземляют, а рабочие места снабжают резиновыми ковриками.

2) в процессе работы по балластировке трубопроводов следят за надежностью стенок и бровки траншеи; при появлении трещин и сколов грунта, которые могут привести к обрушению бермы, следует немедленно прекратить работу и принять меры к недопущению развития таких явлений. При проведении балластировочных работ в пределах призмы обрушения увлажненных грунтов не допускается движение тяжелых транспортных средств, а также складирование материалов.

3) битумовозы, бульдозеры и другие машины должны быть оснащены огнетушителями и исправными искрогасителями.

4) при проведении сварочных работ необходимо соблюдение правил электробезопасности.

5) постоянный контроль работниками исправности оборудования, приспособлений, инструмента, проверка наличия и целостности ограждений, защитного заземления и других средств защиты до начала работ и в процессе работы на рабочих местах согласно инструкциям по охране труда.

6) Выборочный контроль состояния условий и охраны труда в подразделениях предприятия, проводимый службой охраны труда согласно утвержденным планам.

В случае возникновения угрозы безопасности и здоровью работников ответственные лица обязаны прекратить работы и принять меры по устранению опасности, а при необходимости обеспечить эвакуацию людей в безопасное место.

Битумную мастику доставляют к рабочим местам, как правило, по битумопроводу или при помощи грузоподъемных машин. При необходимости перемещения горячего битума на рабочих местах вручную применяют металлические бачки, имеющие форму усеченного конуса, обращенного широкой частью вниз, с плотно закрывающимися крышками и запорными устройствами.

При выполнении работ с применением горячего битума несколькими рабочими звеньями расстояние между ними должно быть не менее 10 м.

Стекло- и шлаковату подают к месту работы в контейнерах или пакетах, соблюдая условия, исключающие распыление.

Производство земляных работ в зоне действующих подземных коммуникаций осуществляют под непосредственным руководством прораба или мастера, а в охранной зоне кабелей, находящихся под напряжением, или действующего газопровода, кроме того, под наблюдением работников электро- или газового хозяйства. Грунт, извлеченный из котлована или траншеи, размещают на расстоянии не менее 0,5 м от бровки выемки.

Валуны и камни, а также отслоения грунта, обнаруженные на откосах, удаляют.

Разработка роторными и траншейными экскаваторами в связных грунтах траншей с вертикальными стенками без крепления допускается на глубину не более 3 м. В местах, где требуется пребывание рабочих, устраивают крепления траншей или откосов.

Перед допуском рабочих в котлованы или траншеи глубиной более 1,3 м обязательно проверяют устойчивость откосов или крепления стен.

При разработке, транспортировании, разгрузке, планировке и уплотнении грунта двумя или более самоходными или прицепными машинами, идущими одна за другой, расстояние между ними должно быть не менее 10 м.

При разработке выемок в грунте экскаватором с прямой лопатой высоту забоя следует определять с таким расчетом, чтобы в процессе работы не образовывались "козырьки" из грунта.

Линии временного электроснабжения к прогреваемым участкам грунта надлежит выполнять изолированным проводом, а после каждого перемещения электрооборудования и перекладки электропроводок следует визуально проверять их исправность.

Закрепительные знаки устанавливают на переходах через естественные и искусственные препятствия.

К любой точке трассы нефтепровода предусматривается возможность доставки людей, транспортных средств и механизмов, необходимых для выполнения ремонтных работ, при этом максимально используется дороги общего пользования. Бровки вдоль трассовых дорог в охранной зоне располагаются не ближе 10 м от оси трубопровода. С целью защиты траншеи от размыва и оголения предусматривают сток поверхностных вод, крепление оврагов, промоин и размываемых берегов водных преград.

Сигнальные цвета и знаки безопасности предназначены для привлечения внимания к непосредственной опасности, предупреждения о возможной опасности, предписания и разрешения определенных действий с целью обеспечения безопасности, а также для необходимой информации.

Знаки безопасности необходимо контрастно выделять на окружающем их фоне и располагать с таким расчетом, чтобы они были в поле зрения людей, для которых предназначены, но не отвлекали бы внимание работающих и сами по себе не представляли бы опасности.

Запорная и запорно-регулирующая арматура устанавливается на штуцерах, непосредственно находящихся на трубопроводах. На маховике запорной арматуры указывается направление его вращения при открывании или закрывании арматуры. Арматура, изготовленная из легированной стали или цветных металлов, должна иметь паспорт установленной формы, в котором должны быть указаны данные по химсоставу, механическим свойствам, режимам термообработки и результатам контроля качества изготовления неразрушающими методами. Арматуру, имеющую маркировку, но не имеющую паспорта, допускается применять после проведения, ревизии арматуры, испытания и проверки марки материала. При этом владельцем арматуры должен быть составлен паспорт.

Обслуживание трубопровода, проведение текущего и капитального ремонтов, а также ликвидации аварийных ситуаций предусмотрены ремонтными бригадами.

В соответствии с "Правилами охраны магистральных трубопроводов" г. Москва, 1992г., для исключения возможности повреждения трубопроводов при эксплуатации устанавливаются охранные зоны в виде участка земли, ограниченного условными линиями, проходящими в 25 м от оси трубопровода с каждой стороны.

На территории охранной зоны нефтепровода не допускается:

1) устройство канализационных колодцев и других заглублений, за исключением углублений, выполняемых при ремонте и реконструкции.

2) производство мелиоративных земляных работ, сооружение оросительных и осушительных систем.

3) производство всякого рода горных, строительных, монтажных, взрывных работ, планировка грунта.

4) производство геологосъемочных, поисковых, геодезических и других изыскательных работ, связанных с устройством скважин, шурфов и взятием проб грунта.

При проведении гидроиспытаний нефтепровода персоналу, участвующему в гидравлических испытаниях, положено находиться в безопасных местах на случай пробоя прокладок, отрыва заглушек и других аварийных ситуаций. Осмотр трубопровода разрешается производить только после снижения давления до рабочего, а устранение неисправностей - только после сброса давления до нуля.

Для предотвращения утечек транспортируемых продуктов в атмосферу необходимо следить за максимальной герметизацией оборудования трубопроводов и запорно-регулирующей арматуры.

Во время проведении очистных работ категорически запрещается, проведение каких-либо ремонтно-строительных работ в охранной зоне трубопровода, присутствие лиц, не участвующих в проведении очистных работ, на площадках пуска и приема очистных устройств, линейных задвижек или кранов, переезд трассы трубопровода транспортом и механизмами.



3.2 Мероприятия по устранению опасных и вредных факторов

Системы пожарной безопасности характеризуются уровнем обеспечения пожарной безопасности людей и материальных ценностей, а также экономическими критериями эффективности этих систем для материальных ценностей, с учетом всех стадий (научная разработка, проектирование, строительство, эксплуатация) жизненного цикла объектов.

1.Первоочередные аварийно-спасательные работы включают действия по спасению людей, локализации или ликвидации аварий и (или) пожара и могут выполняться с привлечением имеющихся на данном участке сил и средств.

2.У лица, ответственного за проведение работ по ремонту МН должна быть выписка из "Плана обеспечения противопожарных мероприятий при ликвидации аварий и повреждений на линейной части магистральных нефтепроводов РНУ включающая в себя:

-Выписку из "Плана привлечения сил и средств на ликвидацию аварий и пожаров на линейной части магистральных нефтепроводов, обслуживаемых РНУ"; "План обеспечения противопожарных мероприятий при ликвидации аварий и повреждений на линейной части МН РНУ";

"Схему оповещения при возникновении аварии, пожара на объектах РНУ Сведения о системе оповещения в случае возникновения аварии на объектах РНУ, включая Схему оповещения".

3. Все работники объектов обязаны:

Пройти противопожарный инструктаж, обучение и сдать зачет по пожаротехническому минимуму, знать и выполнять требования инструкций по пожарной безопасности на рабочем месте;

Пользоваться только исправными инструментами, приборами, оборудованием, соблюдать инструкции по эксплуатации и указания руководителей и лиц, ответственных за пожарную безопасность, при проведении взрывопожароопасных работ;

Производить своевременную уборку рабочих мест от горючих веществ и материалов и отключать электроприемники по окончании работы;

Уметь применять имеющиеся на рабочем месте средства пожаротушения;

Вызвать немедленно пожарную охрану в случае возникновения пожара, одновременно.

Приступив к эвакуации людей, при отсутствии угрозы жизни и здоровью, к ликвидации пожара или аварии имеющимися в наличии средствами (огнетушители, кошма, внутренние пожарные краны, стационарные установки пожаротушения и др.);

Сообщить лицу, ответственному за пожарную безопасность соответствующего объекта (цеха), и начальнику объектовой пожарной охраны о всех замеченных на участке своей

Работы или на других местах предприятия нарушениях, также о неисправности или об использовании не по назначению пожарного оборудования или средств пожарной связи.

4.Ответственный за производство работ или, лицо его заменяющее, обязано: по имеющимся средствам связи в соответствии с "Планом обеспечения противопожарных мероприятий при ликвидации аварий и повреждений на линейной части магистральных нефтепроводов РНУ" - сообщить о пожаре в территориальное (ближайшее) подразделение ГПС МЧС России и оператору НПС; организовать выполнение мероприятий, изложенных в "Плане обеспечения противопожарных мероприятий при ликвидации аварий и повреждений на линейной части МН РНУ".

На месте аварии и (или) пожара и на смежных участках прекратить все работы и в том числе с применением открытого огня, отключить все оборудование, выполнить другие мероприятия, способствующие предотвращению развития пожара; оказать первую помощь пострадавшим при аварии и (или) пожаре, удалить из опасной зоны всех рабочих, специалистов, не занятых ликвидацией аварии и (или) пожара. Людей занятых ликвидацией аварии и (или) пожара и ремонтную технику, по возможности располагать с наветренной стороны.

В случае угрозы для жизни людей немедленно организовать их спасение, используя для этого все имеющиеся силы и средства.

Организовать встречу и сопровождение к месту аварии и (или) пожара прибывающих подразделений пожарной охраны ГПС МЧС России, ДПД ЛЭС НПС; до прибытия подразделений пожарной охраны ГПС МЧС России и ДПД ЛЭС нефтеперекачивающих станций организовать тушение пожара имеющимися первичными средствами пожаротушения и передвижной пожарной техникой , с участием членов ДПС РСК.

Обеспечить соблюдение требований безопасности работниками, принимающими участие в тушении пожара.

Осуществлять общее руководство тушением пожара (с учетом специфических особенностей объекта) до прибытия пожарных подразделений.

До прибытия пожарного подразделения проинформировать руководителя тушения пожара (РТП) о конструктивных и технологических особенностях объекта, близлежащих населенных пунктах, количестве и пожароопасных свойствах обращающихся в веществ, и другие сведения, необходимые для успешной ликвидации пожара.

5.Действия членов добровольной пожарной дружины (ДПД) при возникновении пожара должны определяться табелем пожарного боевого расчета или инструкцией.

6.Другие мероприятия по ликвидации и (или) пожара в каждом отдельном случае определяются руководителем работ по ликвидации аварии, исходя из создавшегося положения и с соблюдением пожарной безопасности и техники безопасности.

Средства пожаротушения приведены в таблице 3.1.



Таблица 3.1 -Средства пожаротушения

Наименование	Кол-во, шт.
Кошма войлочная или асбестовое полотно размером 2x1,5м	2
Огнетушители ОУ-8 или ОУБ-7, ОП-10 или ОП-50	10
Ведра	10
Лопаты	5
Топоры	5
Ломы	5

Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности при работах на нефтепроводах

В случае разлива нефти при разгерметизации трубопровода, а также при превышении концентрации паров углеводородов выше допустимой необходимо:

Место разлива нефти по всей площади покрыть слоем пены от пожарного автомобиля.

прекратить работы, обесточить электроустановки;

заглушить все работающие механизмы;

вывести людей из опасной зоны;

доложить о случившемся руководителю работ, диспетчеру ГРНУ;

вызвать пожарную охрану;

- место разлива нефти оградить;

- установить предупреждающие знаки;

Продолжить работу после устранения причин разлива нефти, загазованности, анализа воздушной среды и согласования с руководителем работ и диспетчером ГРНУ.

Действия работников при возникновении аварийных ситуаций при работах в охранной зоне НП

Организация, производящая работы в охранной зоне, не позднее чем за 5 дней до начала работ сообщает телефонограммой предприятию, эксплуатирующему коммуникации, в охранных зонах которых проводятся работы, о дне и часе начала производства работ, при выполнении которых необходимо присутствие его представителя и получает письменное согласование (подтверждение) сроков прибытия представителей.

До начала производства строительно-монтажных работ в охранной зоне подземных и надземных коммуникаций Генподрядчику необходимо получить письменное разрешение эксплуатирующих организаций на производство работ.

Запрещается производство строительных и земляных работ без оформления необходимых разрешительных документов в охранной зоне трубопроводов и инженерных коммуникаций, находящихся в одном техническом коридоре или пересекающихся с нефтепроводом.

При оформлении разрешения эксплуатирующая организация разрабатывает мероприятия, обеспечивающие сохранность действующего трубопровода, безопасность работ.

До начала работ, приказом по организации, производящей ремонт, назначить лицо ответственное за безопасное производство работ.

Перед началом работ в охранной зоне всем руководителям работ выдается наряд-допуск, в котором должны быть указаны мероприятия, обеспечивающие безопасность производства работ.

Необходимым условием для начала строительных или ремонтных работ является наличие зарегистрированного в территориальном органе Госгортехнадзора России проекта и разрешения на начало строительства.

Договор на производство ремонтных, строительных работ на объектах МН может быть заключен с подрядчиком, имеющим соответствующую лицензию, выданную Госгортехнадзором России или его территориальными органами.

Генподрядчик до начала работ обязан вызвать представителей организаций, эксплуатирующих эти коммуникации для установления их точного местонахождения. Определения местонахождения и технического состояния действующих подземных коммуникаций производится в границах всей зоны производства работ и проходящих в непосредственной близости от границы временной полосы отвода.

Трассы нефтепровода должны быть закреплены знаками на местности высотой 1,5-2,0 м с указанием фактической глубины заложения, установленными на прямых участках трассы в пределах видимости, но не более чем через 50м, а на всех участках углов поворота через 10м.

Во избежание повреждения и возможных аварий все знаки безопасности устанавливаются на расстоянии не менее 2 м от стенки (края) действующих подземных коммуникаций. До обозначения трассы знаками безопасности ведение строительных работ не допускается.

На участках, где действующие коммуникации заглублены менее 0,8м должны быть установлены знаки с надписями, предупреждающими об особой опасности. В местах, не оборудованных переездами через действующие коммуникации, проезд строительной техники и автотранспорта запрещен.

Во время производства работ ответственность за сохранность действующих подземных коммуникаций, установленных вешек, предупредительных знаков и столбиков несут Заказчик и Подрядчик.

В случае обнаружения утечек (выходов) транспортируемого продукта эксплуатирующая трубопровод организация обязана принять срочные меры по устранению обнаруженных повреждений и неисправностей.

Проезд строительной техники над действующими подземными коммуникациями допускается только по специально оборудованным переездам в местах, согласованных с эксплуатирующей организацией.

Устройство временных переездов (укладку бетонных плит, подсыпку грунта) для защиты коммуникаций от механических повреждений при движении строительных механизмов и гусеничного транспорта непосредственно через трассы подземных коммуникаций, осуществляет строительная организация, выполняющая работы.

Мероприятия по безопасному движению техники и схему движения разрабатывает Подрядная организация. Перевозка и транспортировка техники в охранных зонах должна выполняться только по нарядам-допускам. Должны быть оформлены разрешения на производство работ в охранных зонах и всех сторонних коммуникаций, расположенных в зоне производства работ.

Земляные работы в полосе, ограниченной расстоянием 2 м в обе стороны от действующего подземного трубопровода или кабеля должны производиться только вручную в присутствии представителя эксплуатирующей организации.

Строительно-монтажные работы в охранной зоне действующей воздушной линии электропередач под непосредственным руководством инженерно-технического работника, ответственного за безопасность производства работ, при наличии письменного разрешения владельца линии и наряд-допуска, определяющего безопасные условия работ.

Перевозка оборудования, конструкций и прочего груза, производство работ при пересечении с линией ВЛ допускается лишь в случае, если расстояние от верха машин, механизмов и транспорта с грузом до нижнего провода не менее 2,0 м (для напряжения воздушной линии до 20 кВ).

При передвижении строительной техники под линией ВЛ стрела трубоукладчика и ковша экскаватора должны находиться в транспортном (опущенном) положении.

При выполнении земляных работ в охранных зонах действующих подземных коммуникаций отвал грунта из траншеи на действующие коммуникации запрещается. Электросварочные работы в охранной зоне действующих трубопроводов должны вестись в соответствии с ВППБ 01-05-99, "Правилами пожарной безопасности при проведении сварочных и других огневых работ на объектах народного хозяйства".

Расчистка от растительности в охранных зонах должна производиться с обеспечением сохранности надземных сооружений трубопровода, свободного вдольтрассового проезда и подъезда к нему на любом участке, не допускается загромождение трассы трубопровода поваленным кустарником и порубочными остатками. Аварийно-восстановительная служба, обходчики нефтепроводов при осмотре нефтепровода и обнаружении выхода нефти на поверхность земли, водоема, водотока должны:

сообщить о выходе нефти оператору НПС и диспетчеру РДП;

продублировать сообщении по телефону или рации;

приступить к ликвидации аварий.

Основными признаками аварии и аварийной утечки при их визуальном обнаружении является: видимый выход нефти на поверхность трассы; изменение цвета (пожелтение) растительности; изменение цвета (потемнение) снежного покрова; появление радужной плени на поверхность воды. Эти признаки могут быть обнаружены обходчиками при патрулировании трассы МН, обслуживающим персонал при проведении работ в охранной зоне нефтепровода, а также посторонним лицам.

Работы по ликвидации аварий должны проводиться в соответствии с разработанными Планами ликвидации возможных аварий (ПЛА) для объектов МН, расчетная продолжительность выполнения работ по ликвидации не должна превышать 80 ч. в обычных условиях, с увеличением на 30-50% для болотистых мест.

Ответственный представитель по ликвидации аварии обязан:

срочно прибыть к месту аварии;

организовать связь с районным диспетчерским пунктом (РДП);

уточнить характер аварии и определить возможный объем стока нефти;

принять меры, исключающие возможность попадания нефти на территорию населенных пунктов, в водоемы, на автомобильные и железные дороги;

принять меры по предотвращению возможности возгорания разлитой нефти;

организовать сбор вытекшей нефти;

- определить способ опорожнения дефектного нефтепровода от нефти;

организовать выполнение АВР;

принять решение о способе ликвидации аварии применительно к конкретным условиям;

в соответствии с принятым способом ликвидации аварии организовать прибытие на место аварии необходимого количества аварийных бригад, техники и технических средства, средств связи для обеспечения непрерывной работы по ликвидации аварии, принять меры по оповещению населения и подключению дополнительных средств ремонта;

назначить своего заместителя, связных и ответственного за ведение оперативного журнала, а также других ответственных лиц, в соответствии с конкретной сложившейся обстановкой;

организовать каждые три часа письменное сообщение в ОАО МН о ходе работ по устранению аварии;

организовать размещение бригад, обеспечить их отдых и питание;

после завершения сварочно-монтажных работ по ликвидации аварии, при положительных результатах контроля сварных соединений, сообщить телефонограммой диспетчеру ОАО МН или РНУ (УМН) об окончании работ и готовности нефтепровода к заполнению нефтью и линейных задвижек;

укомплектовать группы, назначить ответственных по открытию линейных задвижек;

проконтролировать визуально герметичность отремонтированного участка, сварных швов и других технологических соединений после пуска нефтепровода и достижения в нем рабочего давления, доложить о состоянии участка диспетчеру;

- организовать оформление исполнительно-технической документации на выполненный ремонт нефтепровода;

организовать устранение последствий аварий и сдачу землевладельцам инспектирующим органам очищенные территории и водоемы.

В случае возникновения аварийной ситуации руководитель работ должен немедленно сообщить об этом эксплуатирующей организации, обеспечить отвод персонала и техники за пределы охранной зоны МН.

До прибытия аварийной ремонтно-восстановительной бригады ответственный руководитель работ должен обеспечить охрану аварийного участка, ж допускать допуска в нее посторонних лиц и транспортных средств и не допустить растекание нефти.

По прибытии бригады принять участие в быстрейшей ликвидации аварии, для чего выделить рабочую силу и механизмы, и обеспечить безопасность их работы.

Трасса магистрального нефтепровода обозначается опознавательными знаками высотой 1,5-2,0 м через каждый километр, а также в местах поворота трассы. На пересечениях дорог устанавливаются предупреждающие плакаты "Огнеопасно, нефтепровод" с номером телефона эксплуатирующей организации и указанием ширины охранной зоны.

В местах пересечения магистрального нефтепровода с железными и автомобильными дорогами всех категорий устанавливается соответствующий дорожный знак, запрещающий остановку транспортных средств в пределах охранной зоны, а также щит-указатель с наименованием эксплуатирующей организации и номером телефона.

Сооружения защиты от разлива продукта (обвалования, траншеи, сборники) должны содержаться в исправности, своевременно ремонтироваться, очищаться от продукта и заиливания.

Линейный персонал, обслуживающий конкретные участки магистрального нефтепровода, должен иметь утвержденные руководством районного нефтепроводного управления и согласованные с местными органами власти планы ликвидации аварий на данных участках нефтепровода.

Трасса нефтепроводов и линейные сооружения содержат в исправном состоянии и чистоте. Утечки продукта своевременно устраняют, а сборники нефти систематически очищают. Замазученный грунт удаляют в места, согласованные с органами охраны природы и землепользователем.

Запорная арматура на магистральном нефтепроводе имеет защитные ограждения и защитные устройства, предупреждающие доступ к ней посторонних лиц. В случае повреждения нефтепровода или обнаружения выхода нефти при выполнении ремонтных работ на трассе, руководитель работ отводит технические средства на безопасное расстояние, извещает оператора или диспетчера ближайшей нефтеперекачивающей станции и вызывает аварийную бригаду. Сооружения и оборудование линейной части (задвижки, краны, вантузы и др. оборудование), а также их ограждения содержат в исправном состоянии, а растительность в пределах ограждения систематически убирают. Линейные обходчики, персонал службы эксплуатации нефтепроводов, обнаружив выход продукта или повышенную загазованность на трассе, немедленно сообщают об этом по рации или с ближайшего пункта связи оператору перекачивающей станции, диспетчеру ЛПДС, устанавливают на месте выхода продукта знаки безопасности. При разливе нефти вблизи населенного пункта, железной или шоссейной дороги обходчик должен принять первоочередные меры против взрывов, пожаров и предупреждения несчастных случаев. До прибытия аварийной бригады он организовывает из лиц населенного пункта оцепление опасной зоны, соблюдение противопожарного режима, объезд опасных участков дорог, оповещение местных органов власти. Работники службы эксплуатации магистрального нефтепровода систематически проводят с населением, проживающим вблизи нефтепровода, разъяснительную работу о соблюдении мер пожарной безопасности в охранной зоне трубопровода, а также при выявлении утечки нефти.



4. Экологическая безопасность

В процессе очистки нефтепровода происходит предельное воздействие на окружающую среду атмосферу, почвенно-растительный слой, поверхностные и грунтовые воды, фауну. Воздействие газопровода на атмосферу характеризуется следующими особенностями:

- выбросы природного газа через неплотности арматуры

- выбросы газа при опрессовке трубопровода, но кратковременные (не более 5-10 минут)

- разливы очистных систем

Воздействие на почвенно-растительный покров в очистки трубопровода с производством подготовительных работ (земляных) включающих:

- расчистку полосы, корчевка лесонасаждений, кустарников, сооружение временных подъездных и вдоль трассовых дорог, производство рекультивации и т.д.

В совокупности факторов (воздействий), оказывающих отрицательное влияние на животных при строительстве и эксплуатации газопровода, выделяются прямые и косвенные. Прямое воздействие обуславливается созданием искусственных препятствий, шумом транспортных средств, повреждение жилищ животных (нор, гнезд, и т.д.). Косвенное воздействие обуславливается изменением среды обитания животных в полосе газопровода в результате нарушения почвенно-растительного покрова, эрозийных процессов.