- Начальник участка;

- Инженер 1 категории;

- Инженер 2 категории;

- Инженер ЭХЗ;

- Старший механик;

- Трубопроводчики линейные.

Участок ТОиЭТ обеспечивает стабильное, бесперебойное функционирование объектов трубопроводной системы, включая техническое обслуживание и ремонт.

Необходимость в проведении работ подтверждается для каждого объекта результатами анализа его эксплуатации, контроля технического состояния, требованиями эксплуатационной и другой технической документации.

Техническое обслуживание объектов линейной части газопровода проводится в соответствии с утвержденным графиком технического обслуживания.

В течение года проведится плановое техническое обслуживание:

ПП «Ноглики»:

- плановое ТО 28-ми крановых узлов, 3-х камер приема и 2-х камер запуска очистных устройств и средств диагностики, на которых выполнено полугодовое и годовое ТО;

- пересечений МТ с железными дорогами - 2;

- пересечений МТ с автомобильными дорогами - 6;

- пересечений МТ с водными преградами - 15;

- пересечений МТ с тектоническими разломами - 1.

ПП «Ясное»:

- плановое ТО 35 крановых узлов, на которых выполнено полугодовое и годовое ТО;

- пересечений МТ с железными дорогами - 6;

- пересечений МТ с автомобильными дорогами - 11;

- пересечений МТ с водными преградами - 37;

- пересечений МТ с тектоническими разломами - 8.

ПП «Советское»:

- плановое ТО 36 крановых узлов, на которых выполнено полугодовое и годовое ТО;

- пересечений МТ с железными дорогами - 10;

- пересечений МТ с автомобильными дорогами - 13;

- пересечений МТ с водными преградами - 13;

- пересечений МТ с тектоническими разломами - 10.

ПП «НКС-2»:

- плановое ТО 2 крановых узлов и камер приема-запуска очистных устройств и средств диагностики, на которых выполнено полугодовое ТО.

Всего:

- плановое ТО - 101 КУ;

- плановое ТО - 2 КПП СОД;

- пересечений МТ с железными дорогами -19;

- пересечений МТ с автомобильными дорогами - 24;

- пересечений МТ с водными преградами - 65;

- пересечений МТ с тектоническими разломами - 19.

При выполнении ТО также производится обследование состояния ограждений, проверяется наличие оползней или разрушений откосов на площадках тектонических разломов, наличие всех предупреждающих и опознавательных знаков на ограждениях. При обследовании пересечений МТ с водными преградами, автомобильными и железными дорогами определяется средняя глубина залегания трубопроводов, техническое состояние самого перехода, наличие всех предупреждающих и опознавательных знаков, наличие разрушений откосов.

Рассмотрим проведение работ по техническому обслуживанию объектов типовой площадки кранового узла, расположенной на линейной части магистральных трубопроводов.

Виды работ по техническому обслуживанию объектов типовой площадки кранового узла:

- Обслуживание системы редуцирования газа GPRS;

- Обслуживание оборудования гидравлической силовой установки HPU;

- Обслуживание энергетической установки CCVT;

- Инспекция магистрального крана;

- Инспекция запорной арматуры с ручным приводом;

- Тест на частичное закрытие магистрального крана;

- Инспекция помещения укрытия оборудования кранового узла (блок-бокса).

Работы по техническому обслуживанию объектов типовой площадки кранового узла согласно графика приведены в таблице 10.1.

Таблица 10.1 Перечень и вид работ по обслуживанию объектов типовой площадки кранового узла.

№ п/п	Наименование работ	Ед. изм.	Кол-во	Вид работ	Норма времени, час	Обоснов. нормы времени
1	Обслуживание системы редуцирования газа GPRS	Ед.	1	Техническое обслуживание	12	График ТО
2	Обслуживание оборудования гидравлической силовой установки HPU	Ед.	2	Техническое обслуживание	18	График ТО
3	Обслуживание энергетической установки CCVT	Ед.	1	Техническое обслуживание	8	График ТО
4	Инспекция магистрального крана	Ед.	2	Техническое обслуживание	32	График ТО
5	Инспекция запорной арматуры с ручным приводом	Ед.	7	Техническое обслуживание	32	График ТО
6	Тест на частичное закрытие магистрального крана	Ед.	2	Техническое обслуживание	6	График ТО
7	Инспекция помещения укрытия оборудования кранового узла (блок-бокса)	Ед.	1	Техническое обслуживание	2	График ТО
8	Доставка персонала	Ед.	1	Транспортировка	3	Скор. режим

10.3 Инспекции трассы трубопровода

Инспекции трассы трубопровода проводят для проверки целостности трубопровода и для подтверждения работоспособного состояния всего оборудования мониторинга и защиты.

Перед проведением обычной инспекции должны быть выполнены следующие предварительные условия:

- все инспекции должны иметь разработанный план поездки;

- все инспекции должны быть разрешены Инспектором по техобслуживанию трубопровода;

- должен быть установлен канал связи и отчетности.

Вся работа по выполнению инспекцию, проводится в соответствии с системой безопасной работы и с соблюдением процедур допусков к работе.

Ввиду большой длины трубопровода, обычные инспекции будут проводиться по отдельным секциям и несколькими бригадами.

Процедура выполнения инспекции:

- Инспектор по техобслуживанию трубопровода определяет объем работы, который нужно выполнить при инспекции трассы трубопровода.

Объем может включать в соответствии с «Руководством по инспекции и техобслуживанию трубопровода», кроме прочего, следующие пункты:

- отбор проб из водяных скважин, обследование рек и ручьев;

- инспекция полосы отвода для выявления признаков эрозии;

- сейсмический мониторинг;

- инспекция любой деятельности вблизи трубопроводов;

- выявление признаков коррозии, повреждений и утечек из трубопровода;

- инспекция катодной защиты;

- мониторинг внешнего состояния, опор трубопровода и пр.;

- воздействие на окружающую среду;

- инспекторы также принимают все ремонтные работы на трубопроводе.

По окончании инспекции трассы трубопровода исполнители представляют подробные отчеты об инспекции в соответствии со стандартами аудита.

10.4 Процесс обнаружения утечек из трубопроводов

Для перекрытия потока при обнаружении утечек или во время останова при обслуживании трубопроводов по трассе газопровода установлена 101 площадка крановых узлов, на которых находится трубопроводная арматура (ТПА), с гидравлическим приводом и дистанционным управлением с панели распределенной системы управления в диспетчерской трубопровода (при необходимости ими можно управлять на месте установки).

Система обнаружения утечек на трубопроводах предназначена для быстрого обнаружения и предупреждения Оперативным Диспетчером трубопровода о необходимости оперативного принятия мер для исправления ситуации и снижения отрицательных последствий от этого события.

Мониторинг состояния трубопроводов включает систему обнаружения утечек (СОУт) из трубопровода, которая управляется из трубопроводной диспетчерской.

Система обнаружения утечек представляет собой инструментальный комплекс, действующий в реальном масштабе времени и опирающаяся на сведения из системы диспетчерского контроля, выполняющей следующие основные функции:

- предоставление в реальном времени информации и функций для управления работой трубопроводов;

- сбор и хранение эксплуатационных данных в течении 48 часов.

Система обнаружения утечек (ATMOS), действующая на трубопроводах, использует доступные сведения о расходах, давлении и температурах в определенных точках трубопровода в реальном масштабе времени и, при наличии необходимых сведений, определяет любое заметное изменение гидродинамической характеристики потока.

Система обнаружения утечек ATMOS обрабатывает значительный объем информации по изменениям параметров потока и автоматически определяет нарушения рабочих характеристик, вызванных возможными утечками, при следующих режимах:

- стационарный (при нормальной работе);

- при работе в неустановившемся режиме со средними возмущениями;

- при работе в неустановившемся режиме с большими возмущениями.

Система использует приборы трубопровода, имеющиеся на крановых узлах, и средства, доступные через систему диспетчерского контроля, и получает информацию о сравнительных параметрах расхода, давления и температуры, слежение за которыми позволяет выявить любые аномалии. Она выводит результаты обследования на экран дисплея трубопроводной диспетчерской показывающий:

- обследуемую секцию трубопровода;

- рабочее состояние;

- состояние утечки;

- место утечки;

- величину утечки;

- коэффициент трения;

- ухудшение рабочих характеристик.

Сервер системы обнаружения утечек ATMOS совместно с сервером системы диспетчерского контроля располагается в г. Южно-Сахалинске, вдали от трубопровода.

10.5 Действия при обнаружении утечки

Система обнаружения утечек ATMOS может определить район, где имеется утечка: в северной секции трубопровода, т.е. перед ОБТК, или в южной секции, между ОБТК и ТОН.

Оперативный Диспетчер трубопровода на основании сведений о появлении утечки, полученных по системе обнаружения утечек, должен остановить работу трубопровода. При ликвидации разлива нефти главное внимание обращают на защиту людей, оборудования и окружающей среды. Для минимизации последствий аварии разработан план ликвидации аварии (ЛАРН), а Оперативный Диспетчер трубопровода на основании плана ЛАРН, управляет трубопроводом при возникновении нарушений условий работы, которые могут проявиться в превышении расчетных пределов оборудования, вызвать опасность для людей, оборудования или окружающей среды. После завершения ремонта трубопровода Оперативный Диспетчер должен получить у начальника отдела эксплуатации трубопровода разрешение на повторный пуск трубопровода. До и после повторного пуска Оперативный Диспетчер контролирует систему трубопровода для выявления отклонений от нормы.

10.6 Плановая и аварийная остановка трубопроводов

При эксплуатации трубопроводов возможны два основных сценария остановки трубопровода:

- плановая остановка для техобслуживания (текущего ремонта) на трубопроводе/платформе/ОБТК/ТОН;

- аварийная остановка (АО) из-за незапланированных событий, таких как нарушение герметичности трубопровода, в частности при природной катастрофе.

Учитывая, что геологическая среда по трассе трубопровода не благоприятна для процесса строительства и эксплуатации по причине следующих фактов:

- исходная сейсмичность района строительства 8-9 баллов;

- трасса пересекает 21 тектонический разлом;

- протяженность болот и заболоченных участков около 150 км;

• - протяженность горных участков более 120 км;

- наивысшая точка трассы трубопровода- 413 м (47.6 км от ОБТК);

- выявленные опасные геологические процессы: обвалы, оползни, сели и лавины.

Природная катастрофа, создающая аварийные условия, может возникнуть внезапно. К таким природным катастрофам относятся:

- наводнение;

- ураган

- грязевой оползень (сели)

- землетрясение

- тайфун

- циклоны.

Оперативный Диспетчер трубопровода должен принять необходимые меры для обеспечения защиты и безопасности персонала и населения, предотвратить или минимизировать возможный материальный ущерб и угрозу для окружающей среды.

Оперативный Диспетчер трубопровода обязан:

- Остановить и отсечь затронутые стихийным бедствием объекты или трубопровод, который, находятся под угрозой повреждения или возможно, поврежден.

- Сообщить персоналу аварийно - восстановительных пунктов, что объекты или трубопровод остановлены и отсечены.

- Тщательно следить за давлением для выявления отклонений от нормы

- Поддержать, по необходимости, объекты трубопровода в работоспособном состоянии.

При аварийной остановке весьма важно, чтобы оперативный диспетчер трубопровода учитывал что, авария является состоянием, которое представляет прямую опасность для людей и оборудования. Оперативный диспетчер должен предвидеть последствия неудовлетворительной работы оборудования или отказов, принимать необходимые меры по их предотвращению, например, аварийная остановка трубопровода или снижение давления.

Если состояние трубопровода угрожает безопасной работе оборудования, то Оперативный Диспетчер должен осуществить корректирующие действия или дать распоряжение другим лицам своевременно осуществить такие действия.

Трубопроводы автоматически отсекаются от соединяющихся с ними объектов, в соответствии с логикой систем управления и защиты трубопровода. Продувка трубопровода является местной ручной операцией, специфичной для данного участка.

Плановый сброс давления в газопроводе

На газопроводе не предусматривается автоматический останов и связанная с ним продувка. Газопроводы автоматически отсекаются от соединяющихся с ними объектов, как это диктуется системами управления и защиты газопровода. Продувка газопровода является местной операцией, специфичной для данной установки или участка газопровода и выполняется вручную.

Существуют особые критические условия, которые должны соблюдаться при сбросе давления (продувке) газопровода.

Не должна быть превзойдена расчетная температура газопроводов (минус 20°С).

Ограничение скорости продувки особо важно для недопущения выхода температуры за пределы, определенные спецификациями.

Средняя длина секции 48-дюймового (1220 мм) газопровода равна 30,55 км (расстояние между задвижками).

Для сброса давления из 48-дюймового трубопровода потребуется около 30 ч при скорости сброса 50 кг/с. При сбросе давления скорость дросселирования можно уменьшить, чтобы удержать температуру выше проектного минимума.

Сброс давления осуществляют с помощью ручных дроссельных клапанов.

Сброс давления может потребоваться по многим причинам:

- Аварийная ситуация

- Утечка

- Техническое обслуживание (текущий ремонт)

Сброс давления может потребоваться:

- Для всего газопровода

- Для секции газопровода

До сброса давления весь персонал должен быть предупрежден о действиях, которые будут выполняться при сбросе давления из газопровода, а также:

- разработан подробный порядок и план останова и сброса давления. Экземпляры плана должны быть у всего участвующего в этом эксплуатационного и смежного персонала газопровода;

- получено разрешение от соответствующих официальных органов;

- проведена оценка воздействия останова и сброса давления.

При осуществлении сброса давления должны выполняться все полученные инструкции, а необходимая информация должна быть легко доступной.

10.7 Очистка газопровода с помощью СОД

Система газопроводов используется для транспортировки сухого газа, не содержащего жидких углеводородов, что не ведёт к коррозии газопровода или накоплению жидкости в низких точках газопровода.

Регулярная очистка системы газопроводов с помощью СОД не предусматривается. Очистка скребком выполняется только перед проведением диагностического контроля с помощью интеллектуальных СОД, для обеспечения их беспрепятственного прохода.

Главная цель очистки трубопровода с помощью СОД состоит в предотвращении снижения гидравлической эффективности трубопровода и поддержании его целостности:

Рекомендуемая периодичность использования СОД указана в таблице 10.2.

Таблица 10.2. Периодичность использования СОД

Секция трубопровода	Для чистящих СОД	Для диагностических СОД
Газ с ПА-А и ПА-Б на ОБТК	Перед ДК-СОД	От 2 до 5 лет после пуска
С ОБТК на станцию перекачки № 2	Перед ДК-СОД	От 2 до 5 лет после пуска
Со станции перекачки № 2 на завод СПГ	Перед ДК-СОД	От 2 до 5 лет после пуска

Типы СОД:

- Скребок используется для удаления всех отложений и окалины с внутренней стенки трубопровода.

- “Интеллектуальный” (диагностический) СОД для определения состояния внутренней и наружной поверхности трубопровода, его применяют в сочетании с компьютерным оборудованием высокого технического уровня.

10.8 Применение СОД при эксплуатации нефтепроводов

Основная цель использования СОД при эксплуатации заключается в предотвращении снижения гидравлической эффективности трубопровода и поддержании его целостности путем:

- Сохранения проходного сечения трубопровода за счет ликвидации различных отложений: парафина, солей, посторонних предметов и пр.;

- Предотвращения внутренней коррозии за счет удаления из трубопровода отделившейся воды и снятия со стенок отложений, экранирующих действие ингибиторов коррозии

- Проведение инспекции внутреннего стояния трубопровода или повторной чистки и др.

Рекомендуемая периодичность использования СОД указана в таблице 10.3.

Таблица 10.3. Периодичность использования СОД

Секция трубопровода	Для чистящих СОД	Для диагностических СОД
От ОБТК до ТОНЭ	Ежемесячно	От 2 до 5 лет после пуска

При эксплуатации трубопроводов могут применяться следующие типы СОД:

- Скребки для удаления отложений с внутренней стенки трубопровода

- “Интеллектуальные” (диагностические) СОД для определения состояния внутренней и наружной поверхности трубопровода. Их применяют в сочетании с компьютерным оборудованием высокого технического уровня.

В период отсутствия операций пропуска СОД по трубопроводу в камерах пуска/приема СОД должно быть сброшено давление, из них слита жидкость, и они должны быть продуты азотом.

10.9 Мониторинг участков геологических разломов

Одним из свойств земной коры является подвижность, которая обуславливает то, что любое распределение деформаций в среде не является статическим, а изменяется со временем с той или иной скоростью. Основные деформационные процессы в разломно-блоковых средах протекают в зонах активных разломов. Активными разломами являются границы раздела современных структурно-тектонических блоков, в которых локализуются наибольшие амплитуды и скорости деформаций. По мнению ряда исследователей данного вопроса, аккумулированная в земной коре потенциальная энергия высвобождается через разломный механизм, за счет смещения крыльев разломов. В зависимости от ситуации эта энергия может быть высвобождена одной большой порцией, инициировав сильное землетрясение, или относительно малыми долями без генерации сильных сейсмических ударов. Характер относительного движения структурных элементов, а так же объемы и интенсивность высвобождения потенциальной энергии в разломно-блоковых средах в значительной степени определяется напряженно-деформированным состоянием, строением и физико-механическими характеристиками активных интерфейсных зон. Из выше изложенного следует, что необходимо уделят значительное внимание мониторингу тектонических разломов расположенных на участках трассы трубопроводов.

На примере реализации проекта «Сахалин 2» реализация геодезического мониторинга геологических разломов осуществлена следующим образом, в два этапа. В течение первого этапа на каждом участке пересечения были заложены грунтовые репера, закрепляющие на местности точки специальной геодезической сети. На втором этапе в каждой сети были выполнены линейно-угловые измерения, по результатам которых были определены взаимные положения точек сети.

В соответствии с Программой работ на каждом участке пересечения трубопровода и геологического разлома была создана специальная геодезическая сеть в виде четырёхугольника. Точки сети, расположенные в вершинах этих четырёхугольников закреплены на местности грунтовыми реперами.

Выбор положения точек сети определялся несколькими условиями. Каждые две точки из четырёх должны располагаться по одну сторону от линии разлома. Должна быть обеспечена наилучшая взаимная видимость. Геометрические параметры сети должны находиться в пределах, позволяющих произвести надёжные вычисления координат определяемых точек. Все точки должны располагаться в зоне ненарушенного грунта на расстоянии более 150 метров от линии разлома и на расстоянии не менее 25 метров от трубопровода. Очень важным также является условие долгосрочной сохранности пункта.

Глубина заложения для реперов на участке пересечения с разломом была принята 1,8 метров. Работа на каждом участке начиналась с рекогносцировки. Используя карту участка полосы отвода с изображением разлома и проектируемой сети, выполнялся выбор положения пунктов и установка вех. В случае невозможности выдержать минимальные расстояния до линий разломов и до осей трубопровода, производились вынос этих объектов в натуру и дополнительные замеры. После окончательного выбора положения точек произведена закладка реперов. Подготовка скважин диаметром 300 мм для закладки геодезических центров производится способом ручного бурения до проектной глубины. После установки центра с якорем в скважину по месту производилось заливка бетонного монолита высотой 300 мм. По окончании бетонных работ выполнялась обратная засыпка скважины местным грунтом с его послойным уплотнением. На расстоянии 80 см от центра знака по направлению от трассы трубопровода устанавливался охранный столб и выполнялась круглая окопка радиусом 1 метр.

Конструкция деформационного репера и образец его наружного оформления представлены на рис. 10.2.

Размещено на http://www.allbest.ru/

В результате уравнивания для каждой сети были получены координаты всех определяемых точек в местной прямоугольной пространственной системе координат, а также выполнена оценка точности планового и высотного положения точек.

Работы по наблюдению за пространственным положением маркеров производятся на ежегодной основе, и состоит из двух видов работ: GPS-наблюдения пары пунктов на одной стороне разлома, и наблюдения локальных сетей.

Материалы наблюдений сводятся в специальную базу данных, на основании которых ежемесячно выпускается отчет о состоянии геологической среды, в котором указываются возможные участки активизации опасных геологических процессов (ОГП) и даются необходимые рекомендации службе эксплуатации. При этом на основании анализа полученных данных производится изменение оценки степени геотехнического риска по изученным либо вновь выявленным участкам развития ОГП.

Такой подход дает возможность эксплуатирующей организации обоснованно и планомерно использовать финансовые и материальные ресурсы для обеспечения бесперебойной эксплуатации трубопроводной системы.

10.10 Система мониторинга сейсмической активности

В связи с тем, что трасса трубопровода проходит по районам с высокой сейсмической активностью и пересекает большое количество разломов, также предусмотрена установка сейсмодатчиков на площадках крановых узлов для регистрации возможных проявлений сейсмической активности земной поверхности.

Данные датчики деформации непосредственно измеряют уровень механического напряжения и, в случае превышения заданного уровня, автоматически посылают сигнал тревоги в операторскую. Возможными причинами срабатывания могут, в частности, стать разрыв грунтового массива или оползень.

Действия оператора в таком случае аналогичны действиям в случае срабатывания сигнализации об обнаружении утечки. Сигнал от датчиков, при срабатывании, поступает на пульт диспетчера, что позволяет персоналу оперативно реагировать и принимать меры на конкретном участке по мониторингу и оценке воздействия опасного геологического явления на трубопровод.

На крановой площадке, под землей, устанавливаются датчик, от которого сигнал поступает через распределительную коробку, в блок укрытия оборудования, и далее через систему связи на пульт диспетчера. При этом на площадке бурится две скважины под установку датчика на глубину от 3 до 6 м, одна является запасной т.к. после установки прибора скважина заливается бетоном, и в случае отказа оборудования новый датчик устанавливается в соседнюю скважину.

Общая схема установки сейсмодатчика представлена на рис. 10.3. По всей трассе трубопровода установлено 12 пунктов регистрации сейсмической активности.

Рис. 10.3. Датчик сейсмической активности

В качестве дополнительной меры безопасности с каждой стороны перехода через разлом установлены узлы линейной запорной арматуры. Введенная в действие система мониторинга сейсмической активности своевременно информирует операторов трубопровода о любой сейсмической активности вдоль трассы трубопроводов и позволяет изолировать любую часть или весь трубопровод на всем его протяжении.

Система сейсмического мониторинга охватывает всю трубопроводную систему и другие важные объекты проекта. Во время землетрясения станции сейсмического мониторинга собирают и записывают данные в цифровом формате, что позволяет осуществлять их обработку сразу после землетрясения.

Для обеспечения реагирования в чрезвычайных ситуациях обработанные данные передаются в центр управления трубопроводной системой, для принятия соответствующих ситуации решений. Сейсмические данные, получаемые компанией «Сахалин Энерджи», также доступны для других служб реагирования в чрезвычайных ситуациях.

10.11 Эксплуатация объектов опасного производства

Объекты трубопроводной системы эксплуатируют в порядке, определенном требованиями Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (№ 116-ФЗ от 21 июля 1997г.).

Персонал, эксплуатирующий системы трубопроводов, должен знать и соблюдать требования пожарной безопасности и не допускать действий, которые могут привести к возникновению пожара и поддерживать установленный противопожарный режим с соблюдением требований Федерального закона 116-ФЗ, ППБ 01-03, ВППБ 01-04-98.

Специализированные организации, привлекаемые к ремонту и техническому обслуживанию опасных производственных объектов, допускаются к выполнению соответствующих операций согласно требованиям законодательства и нормативной документации.

В трубопроводной системе организуется и осуществляется административно - производственный контроль за соблюдением требований промышленной и пожарной безопасности на объектах.

Хранение, получение, транспортировку и использование вредных и опасных веществ осуществляют в соответствии с требованиями НД.

При эксплуатации системы трубопроводов критерием степени неблагоприятного воздействия физических факторов является превышение их допустимых величин, регламентированных СН 2.2.4/2.1.8.562-96, СН 2.2.4/2.1.8.566-96, СН 2.2.4/2.1.8.583-96, СанПиН 2.2.4.1191-03.

Объекты системы трубопроводов оснащают средствами пожаротушения (пожарное оборудование и инвентарь, первичные средства пожаротушения и т.д.) в порядке установленном ВППБ 01-04-98, соответствующими требованиям стандартов или технических условий и имеющими сертификаты пожарной безопасности.

При эксплуатации нефтепроводов возможно образование опасных пирофорных отложений, металлоорганических и других соединений, образование разливов нефти и других углеводородов при возникновении аварийных ситуаций.

Пирофорными отложениями называют вещества, отлагающиеся в технологических аппаратах и трубопроводах и способные самовозгораться при любой температуре в воздушной среде.

10.12 Производственные инциденты и аварийные ситуации и меры предотвращения взрывов, пожаров, выбросов

Для опасного производственного объекта разрабатывают ПЛА, в соответствии с которым осуществляют локализацию аварий, пожаров и ликвидацию их последствий.

ПЛА должен содержать следующие пункты:

- Реагирование (реагировать на факторы, приведшие к аномальному состоянию);

- Изучение (исследовать аномальное состояние, определить способ действия);

- Коррекция (использовать соответствующие процедуры для ликвидации аномальных условий работы);

- Оповещение (план оповещения определенного персонала);

- Сопровождение (анализ всех этапов процесса);

- Документы (порядок составления соответствующих документов об аномальных условиях работы, в том числе объяснение с подробным описанием аварии).

Для принятия оперативных мер по предупреждению и ликвидации аварии, инцидента эксплуатирующая организация утверждает:

- порядок оповещения об авариях, инциденте, пожаре;

- порядок сбора аварийной бригады и выезда к месту аварий;

- перечень необходимых для ликвидации аварий транспортных средств, оборудования, инструмента, материалов, средств связи, пожаротушения, СИЗ.

В помещении оперативной диспетчерской размещают схему оповещения при аварии, пожаре, инциденте, несчастном случае на объектах, а полные ПЛА находятся у технического руководителя объекта.

Для отработки навыков по проведению работ при локализации аварий, пожаров не реже одного раза в квартал, по графику, на эксплуатируемых объектах проводят противоаварийные и противопожарные тренировки в соответствии с ПЛА с составлением акта готовности персонала.

Локализацию аварий, пожаров и ликвидацию их последствий осуществляют в соответствии с ПЛА с учётом оперативной обстановки.

Аварии, пожары, инциденты расследуют в соответствии с требованиями законодательства и нормативной документации. Материалы расследования причин аварий, пожаров, инцидентов хранят в соответствии с порядком, определённым эксплуатирующей организацией.



11. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

11.1 Отходы, образующиеся при транспортировке нефти, сточные воды, выбросы в атмосферу, методы их утилизации, переработки

При эксплуатации трубопроводов критерием степени загрязнения почв является превышение содержания в них предельно допустимых концентраций (ПДК) и ориентировочно безопасного уровня воздействия (ОБУВ) вредных веществ. Размеры полос земель, отводимых под МТ, и земельных участков для размещения запорной арматуры устанавливаются в соответствии с СН 452-73.

Разрешение на выбросы в атмосферу загрязняющих веществ, для эксплуатирующей организации, выдается по объекту в целом или по его отдельным производственным территориям на основании утвержденных в установленном порядке нормативов ПДВ для каждого конкретного стационарного источника выбросов вредных веществ в атмосферу на срок действия указанных нормативов ПДВ.

Размеры санитарно-защитной зоны (СЗЗ) для объектов и сооружений эксплуатирующей организации определяются в соответствии с СаНПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03.

Предоставление водных объектов в пользование эксплуатирующей организации производят на основании Договора водопользования - Решения о предоставлении водного объекта в пользование, в том числе и в части размещения подводных переходов газопроводов.

Пользование подземными водными объектами осуществляют в соответствии с Лицензией на пользование недрами для добычи подземных вод.

Сброс в поверхностные водоемы попутных вод, добываемых с природным газом, откачиваемых соленых вод и промышленных рассолов, а также вод, содержащих токсичные вещества в концентрациях, превышающих предельно допустимые величины, без предварительной очистки запрещен в соответствии с ВРД 39-1.13-036-2001. Такой сброс производят в исключительных случаях по согласованию с надзорными органами Российской Федерации. При разработке водоохранных мероприятий учитывают все аспекты проблемы охраны качества вод и, в первую очередь, вопросы нормирования качества вод, сброса нормируемых веществ, регламентации различных видов производственно-хозяйственной деятельности, в том числе сбросов подогретых вод.

Защита территорий и сооружений, по трассе трубопроводов, от затопления и подтопления включает комплекс инженерных мероприятий, разработанных с соблюдением требований СНиП 2.06.15-85.

На объектах, участках эксплуатирующей организации должен вестись учет наличия, образования, использования, обезвреживания, транспортирования и размещения отходов собственного производства и потребления отходов, завозимых со стороны.

Для отходов производства и потребления, подлежащих временному хранению на территории предприятия, до вывоза их на объекты конечного размещения или на специализированные предприятия по утилизации, определяют способы и порядок выполнения операций по обращению с отходами, обеспечивающими требования экологической безопасности и охраны труда.

При проведении технологических операций по очистке полости и испытаниях трубопроводов, осуществляют запроектированный комплекс мероприятий по охране окружающей среды. Контроль за его выполнением осуществляет экологическая служба.

Продукты, извлекаемые из газопроводов ПА-А/Б - береговое примыкание Чайво в результате пропуска очистных устройств, собирают в дренажную емкость, откуда в последствии удаляют с помощью передвижного насоса. Дренирование камер для СОД должно проводиться с использованием автоцистерны, которую, при необходимости, возможно соединить с дренажной емкостью. Автоцистерна должна иметь насос для откачки жидкости из дренажной емкости.

11.2 Аварийные выбросы/разливы, сбор и удаление отходов

Эксплуатирующей организацией установлены правила регламентирующие обязательные для выполнения процедуры обеспечивающие необходимый уровень охраны окружающей среды:

- ликвидации выбросов/разливов углеводородов (план ликвидации аварийных разливов нефти);

- требования к сбору и удалению отходов.

Весь персонал, занятый постоянно или привлеченный, несет ответственность за охрану окружающей среды. Можно определить основные способы минимизирования выбросов:

- осуществление надлежащего планово-предупредительного ремонта, обеспечивающего эффективную работу всего оборудования;

- своевременное устранение утечек и/или доклады обо всех утечках;

- надлежащее ведение бытового хозяйства;

- разделение отходов по контейнерам для опасных и неопасных отходов;

- сбор мусора соответствующим образом;

- возврат отработанных масел;

- использование сорбентов для удаления разлитого масла.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе представлены и рассмотрены, проводимые на практике, современные методы производства работ по сооружению и эксплуатации объектов трубопроводного транспорта. Рассмотренные методы строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов, их переходов через такие естественные преграды как сейсмоопасные районы, тектонические разломы земной коры, современные методы эксплуатации и мониторинга магистральных трубопроводов, а так же особенности проектных решений представляют большой интерес в связи со все более активным развитием в России на данный момент географии разрабатываемых месторождений и соответственно системы трубопроводного транспорта.

По результатам эксплуатации трубопроводной системы проекта «Сахалин-2» за предыдущие года, можно с уверенностью заявить, что данные технологические разработки и методы эксплуатации, зарекомендовали себя как достаточно эффективные.

Примененные технологические решения сооружения переходов магистральных трубопроводов через естественные преграды такого рода могут быть использованы как пример в будущем при разработке, строительстве и эксплуатации магистральных трубопроводов в районах дальнего востока, а так же других районах со схожими как геологическими, так и климатическими условиями.

Рассмотренна технология сварки трубопроводов, проведен анализ проектных решений строительства трубопроводов на участках пересечения трубопроводов с тектоническими разломами, автомобильными дорогами и водными преградами.

Приведен гидравлический расчет участка нефтепровода ОБТК-НКС-2, проверка прочности и устойчивости нефтепровода, тепловой и гидравлический расчет участка газопровода ОБТК - НКС-2, а так же проверка прочности и устойчивости газопровода.

Рассмотренные особенности сооружения и эксплуатации трубопроводов в сложных геологических условиях, с учетом экологической безопасности зарекомендовали себя как стабильные и безопасные как для жизнедеятельности человека, так и для окружающей природы.

Стабильная и безопасная эксплуатация трубопроводов является одной из основных задач в деятельности эксплуатирующей организации, что может гарантировать как дальнейшее благополучное развитие предприятия, ответственное за сооружение и эксплуатацию объектов нефтегазового комплекса, так и развитие нефтегазовой отрасли в целом.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

[1] 116-ФЗ Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

[2] СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. - М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1985.

[3] СНиП Ш-42-80. Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ. / Госстрой СССР. - М.: Стройиздат, 1981.

[4] СНиП 2.01.07-85. Нагрузки и воздействия. / Госстрой СССР.- М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1985.

[5] СНиП 3.02.01-87. Земляные сооружения, основания и фундаменты. / Госстрой СССР. - М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1989.

[6] СНиП II-23-81*. Стальные конструкции. / Госстрой России. - М.: ГУП ЦПП, 2001.

[7] СНиП II-7-81*. Строительство в сейсмических районах. / М.: Госстрой России, 1995.

[8] СНиП 12-03-2001. Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие требования. - М.: Госстрой России, 2001.

[9] СНиП 12-04-2002. Безопасность труда в строительстве. Часть 2. Строительное производство. - М.: Госстрой России, 2001.

[10] ВСН 004-88. Строительство магистральных трубопроводов. Технология и организация работ. - М.: Миннефтегазстрой, 1989.

[11] ВСН 012-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемки работ. - М.: Миннефтегазстрой, 1990. - ч. 1,2.

[12] ВСН 013-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов в условиях вечной мерзлоты. - М.: Миннефтегазстрой, 1989.

[13] РД 03-613-03. Порядок применения сварочных материалов при изготовлении, монтаже, ремонте и реконструкции технических устройств для опасных производственных объектов. - Госгортехнадзор России, 2003.

[14] П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов, А.А. Коршак, А.М. Шаммазов: Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для ВУЗов. - Уфа: ООО «Дизайн-Полиграф Сервис», 2002 г.-658 с.

[15] ЗУБАРЕВ В. Г. Магистральные газонефтепроводы: Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1998. - 80 с.

[16] Азметов Х.А., Матлашов И.А., Гумеров А.Г. Прочность и устойчивость подземных трубопроводов. / Под ред. А.Г. Гумерова. - СПб.: ООО «Недра», 2005. - 248 с.

[17] Бородавкин П.П., Таран В.Д. Трубопроводы в сложных условиях. Издательство «Недра», 1968. - 304 с.

[18] Пономарев А., Самаркин-Джарский К. / Инженерные изыскания «САХАЛИН-2». Второй этап: Оценка и снижение риска.- Апрель.- 2008. - 47 c.

[19] СТУП «Специальные технические условия на проектирование береговых трубопроводов по проекту «Сахалин II».

[20] Технологический регламент по эксплуатации магистрального газопровода «ОБТК - завод СПГ» системы трубопроводов «Сахалин-2».

[21] Технологический регламент по эксплуатации магистрального нефтепровода «ОБТК-ТОНЭ» системы трубопроводов «Сахалин-2».

[22] API 1104. Cварка трубопроводов и связанных с ним сооружений. / Американский нефтяной институт , 1999. - 87 с.

[23] 5600-C-90-59-P-1053-00. Cварка трубопроводов. - 61 с.

[24] FC-05-EXT. Операционная технологическая карта сборки и сварки соединений труб, выполняемых электродами с основным видом покрытия, при использовании наружного центратора.

Размещено на Allbest.ru

...