Анализ управления безопасностью труда на предприятии

СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ. НЕГАТИВНЫЕ ФАКТОРЫ ПРИСУСТВУЮЩИЕ НА ПРОИЗВОДСТВЕ

1.1 Шум как вредный производственный фактор

1.2 Токсичные вещества как вредный производственный фактор

1.3 Вибрация как вредный производственный фактор

1.4 Требования к производственному освещению

2. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ

2.1 Информация о предприятии

2.2 Состояние охраны труда, промышленной и пожарной безопасности в Обществе

2.3 Основные показатели производственного контроля

2.4 Информация о поднадзорных объектах

3. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ ЧС

3.1 Основные показатели состояния защиты населения

3.2 Статистические данные о чрезвычайных ситуациях в 2011 году

3.3 Опасности в техносфере

3.4 Пожарная безопасность

3.4 Деятельность добровольной пожарной охраны

3.5 Предупреждение чрезвычайных ситуаций

3.6 Профилактика чрезвычайных ситуаций

3.7 Системы обеспечения безопасности при реализации экономических и инфраструктурных проектов

3.8 Обеспечение защищенности критически важных и потенциально опасных объектов от угроз природного и техногенного характера

3.9 Страхование и социальная поддержка работников

3.10 Государственное регулирование деятельности РСЧС

3.11 Федеральные целевые программы

3.12 Состояние финансирования программ промышленной безопасности в области предупреждения и ликвидации ЧС

3.13 Предложения по совершенствованию защиты населения и территории от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера

3.14 Сведения об аттестации рабочих мест в 2011 году

4. РАСЧЕТНО — КОНСТРУКТИВНОЕ РЕШЕНИЕ ПО ОСНОВНЫМ СРЕДСТВАМ КОНТРОЛЯ И ЗАЩИТЫ ПЕРСОНАЛА ПРИ НОРМАЛЬНОМ И АВАРИЙНОМ РЕЖИМАХ РАБОТЫ

4.1 Проектирование установки искусственного (рабочего и аварийного) освещения для участка «Ремонтно-эксплуатационная база»

4.2 Проектирование местной вентиляции (кондиционирование) для участка

5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОЗМОЖНЫХ СЦЕНАРИЕВ ВОЗНИКНОВЕНИЯ И РАЗВИТИЯ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ

5.1. Краткое описание технологического процесса

5.2 Перечень факторов и основных возможных причин, способствующих возникновению и развитию аварий

5.3 Определение возможных сценариев возникновения и развития аварийных ситуаций

5.4 Определение вероятности реализации аварийных ситуаций

5.5 Количество опасных веществ, участвующих в создании поражающих факторов для наиболее опасных и вероятных сценариев аварийных ситуаций

5.6 Размеры зон действия поражающих факторов

6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1 Затраты на охрану труда и промышленную безопасность ЗАКЛЮЧЕНИЕ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ВВЕДЕНИЕ На состояние окружающей природной среды все отрасли народного хозяйства оказывают сильное негативное влияние, но в сегодняшнем критическом положении следует особо выделить приоритетные виды промышленности, развитие которых является наиболее пагубным для окружающей среды. К ним, в первую очередь, относится нефтяная промышленность.

К сожалению, производственная деятельность по добыче нефти, концентрируя в себе колоссальные запасы энергии и вредных веществ в виде нефтяных углеводородов, является постоянным источником техногенной опасности и возникновения аварий, сопровождающихся чрезвычайными ситуациями и загрязнением природной среды.

Угроза экологического стресса территорий и водоемов под техногенным воздействием в зонах влияния нефтегазовых технологических объектов усугубляется моральным и физическим старением производственных фондов. Основные фонды нефтяной отрасли уже сейчас имеют сильный износ и большой возраст, что приводит к росту аварийности на технологических объектах и трубопроводах. В России только в 1998 году произошло 14 195 зарегистрированных аварий на трубопроводах, из них более 95% из-за коррозии. Указанные обстоятельства, при высокой капиталоемкости и инвестиционной инерционности комплекса, создают огромную угрозу экологической безопасности России, вызывают серьезную озабоченность правительственных органов и общественности.

До настоящего времени анализ безопасности в нефтегазовой промышленности по существу сводится к чисто инженерным методам достижениятехнически оправданных уровней безопасности технологических систем и промысловых объектов, а за превышение установленных для каждого промышленного объекта предельно допустимых выбросов и сбросов в худшем случае (если его удается доказать) накладывается штраф, размеры которого не сильно обременяют доходную часть нефтедобывающего предприятия. Такой подход в целом ориентирован на источник опасности.

Однако растущая динамика аварийности нефтепромысловых сооружений и загрязнения природной среды привела к осознанию на государственном уровне факта, что система экологической безопасности должна быть ориентирована не на источник, а на защищенность человека и окружающей его среды. В такой постановке, которая определена современной концепцией устойчивого развития, принятой мировым сообществом и Российской Федерацией, обеспечение экологической безопасности должно осуществляться системными методами с учетом не только экономических и инженерных факторов, но и экологических, правовых и социальных условии.

В связи с этим важное значение в проблеме обеспечения экологической безопасности на нефтедобывающих предприятиях приобретает проблема оптимального распределения ограниченных материальных и финансовых ресурсов на снижение риска от тех или иных видов опасности. Также необходимо рассматривать и правовое регулирование экологической безопасности на нефтедобывающих предприятиях, что позволяет сформулировать цель данной работы: разработать методы оптимального управления техногенными воздействиями объектов нефтяного комплекса на природную среду, включая обоснование правовых механизмов оптимизации природоохранной деятельности.

Типовыми технологическими сооружениями нефтегазовых месторождений, оказывающими воздействие на окружающую среду, являются:

— эксплуатационные и нагнетательные скважины;

— дожимные насосные станции с установками предварительного сброса пластовой воды;

— центральный пункт сбора нефти;

— трубопроводы, по которым осуществляется транспорт продукции скважин; - кустовые насосные станции, водоводы высокого и низкого давления;

— газопроводы попутного газа;

— линии электропередач и связи;

— дороги и другие сооружения;

Технологические объекты разработки месторождения оказывают влияние на все элементы природной среды: атмосферу, гидросферу, почву, грунты, растительность и животный мир.

Объекты нефтедобычи по степени воздействия на ОПС находятся среди лидеров во многих регионах РФ. При извлечении и подготовке нефти к подаче ее в магистральный нефтепровод в ОС попадают (кроме нефти) высокоактивные пластовые воды, попутный нефтяной газ, многие химические реагенты, которые используются в бурении скважин и при интенсификации извлечения углеводородов.

Приведу несколько примеров, которые подтверждают сказанное выше. Так, предприятия ТЭК, по официальным данным ежегодно нарушают до 30 тыс. га земель. Из них около 43% отнесено к нефтяной отрасли; примерно 7% всех эксплуатируемых предприятий по добыче нефти относятся к категории с высокой степенью загрязненности. 70% - к категории со слабой и средней степенью загрязненности земель. Предприятиями отрасли выбрасывается в атмосферу ежегодно более 2,5 млн. т. загрязненных веществ, сжигается на факелах около 6 млрд. м3 попутных газов, остаются неликвидированными десятки и сотни амбаров с буровым шламом, забирается около 740 млн. м3 пресной воды.

Таким образом актуальность темы данной дипломной работы не вызывает сомнений, так как любое уважающее себя предприятие, поставив перед собой такие цели, как недопущение смертельных случаев на производстве, снижение травматизма и профессиональных заболеваний, предотвращение аварийных ситуаций, оно уделяет пристальное внимание профилактической работе, направленной на недопущение предпосылок к крупным происшествиям.

Цели работы — рассмотреть теоретические основы управления безопасностью труда на предприятии, а также провести анализ управления безопасностью труда на предприятии.

Задача данной дипломной работы — обеспечение безопасности производства добычи, подготовки перекачки нефти.

Объект исследования — Общество с ограниченной ответственностью «Нарьянмарнефтегаз».

Для написания данной работы использовались материалы научной и учебной литературы, материалы периодической печати.

1. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ. НЕГАТИВНЫЕ ФАКТОРЫ ПРИСУТСТВУЮЩИЕ НА ПРОИЗВОДСТВЕ Негативные производственные факторы также принято называть опасными и вредными производственными факторами (СВПФ), которые качественно принято разделять на опасные факторы и вредные факторы.

Опасным производственным фактором (ОПФ) принято называть такой производственный фактор, воздействие которого на человека приводит к травме или летальному исходу. В связи с этим ОПФ называют также травмирующим фактором. К ОПФ можно отнести движущие машины и механизмы, различные подъемно — транспортные устройства и перемещаемые грузы, электрический ток, отлетающие частицы обрабатываемого материала и инструмента и т. д.

Вредным производственным фактором (ВПФ) называют такой производственный фактор, воздействие которого на человека приводит к ухудшению самочувствия или, при длительном воздействии, к заболеванию. К ВПФ можно отнести повышенную или пониженную температуру воздуха в рабочей зоне, повышенные уровни шума, вибрации, электрических излучений, радиации, загрязненность воздуха в рабочей зоне пылью, вредными газами, вредными микроорганизмами, бактериями, вирусами и т. д.

Между опасными и вредными производственными факторами существует определенная взаимосвязь. При высоких уровнях ВПФ они могут становиться опасными.

Так, чрезмерно высокие концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны могут привести к сильному отравлению или даже смерти. Высокие уровни звука или звукового импульса могут привести к травме барабанной перепонки. Высокие уровни радиации вызывают развитие острой формы лучевой болезни, при которой наблюдается быстрое ухудшение самочувствия человека с необратимыми изменениями в организме, приводящими при отсутствии медицинского вмешательства, как правило, к смерти. ГОСТ 12.0.003−74.

Поражающие производственные факторы:

— электрический ток определенной силы;

— раскаленные тела;

— возможность падения с высоты человека или различных предметов;

— оборудование, работающее под давлением выше атмосферного, и т. д.

Вредным производственным фактором (ВПФ) называется фактор, воздействие которого приводит к заболеванию или снижению трудоспособности.

Вредные производственные факторы:

— неблагоприятные метеорологические условия;

— запыленность и загазованность воздушной среды;

— воздействие шума, инфра и ультразвука, вибрации;

— наличие электромагнитных полей, лазерного и ионизирующих излучений.

Заболевания, возникающие под действием вредных производственных факторов, называются профессиональными.

Предельно допустимое значение вредного производственного фактора (по ГОСТ 12.0.002−80) — это предельное значение величины вредного производственного фактора, воздействие которого при ежедневной регламентированной продолжительности в течение всего трудового стажа не приводит к снижению работоспособности и заболеванию. Как в период трудовой деятельности, так и к заболеванию в последующий период жизни, а также не оказывает неблагоприятного влияния на здоровье потомства.

Нефтепромысел «Южное Хыльчую» состоит из нескольких цехов, в которых происходит поэтапное, добыча и подготовка нефти к транспортировке.

В технологическом процессе добычи и подготовки нефти и газа действуют следующие опасные и вредные производственные факторы:

— высокое давление рабочей среды на устье скважины, в аппаратах, трубопроводах;

— высокая температура поверхностей оборудования, трубопроводов (при пропарочных работах);

— углеводороды (нефть, газ), пары которых образуют с воздухом взрывоопасные смеси;

— контакты с нефтью и нефтепродуктами, деэмульгаторами, различными кислотами, щелочами и другими едкими жидкостями;

— токсичные компоненты в добываемом продукте (сероводород);

— электрический ток (в том числе высокого напряжения);

— режущие и колющие инструменты;

— движущиеся и вращающиеся части оборудования и механизмов;

— переноска тяжестей;

— повышенный уровень шума;

— низкая температура воздуха (при работе в северных районах в зимнее время).

1.1 Шум как вредный производственный фактор Разберем отдельные производственные факторы. ШУМ относится к вредным факторам производства; как и ЗВУК, возникает при механических колебаниях в твердых, жидких и газообразных средах. Шумом являются различные звуки, мешающие нормальной деятельности человека и вызывающие неприятные ощущения. Звук представляет собой колебательное движение упругой среды, воспринимаемое человеческим органом слуха.

Повышение звукового давления негативно влияет на орган слуха; для измерения громкости (в децибелах Дб) используется двушкальный шумомер. В цехах допускается громкость около 100 Дб; в кузнечных цехах эта цифра возрастает до 140 Дб. Громкость выше 140 Дб может вызвать болевой эффект.

Кроме того, существует доказанное вредное воздействие инфраи ультразвука на человеческий. Хотя колебания не вызывают болевых ощущений, они производят специфическое физиологическое воздействие на организм человека.

Объективно действия шума проявляются в виде повышения кровяного давления, учащенного пульса и дыхания, снижения остроты слуха, ослабления внимания, некоторые нарушения координации движения, снижения работоспособности. Субъективно действия шума могут выражаться в виде головной боли, головокружения, бессонницы, общей слабости. Комплекс изменений, возникающих в организме под влиянием шума, в последнее время рассматривается медиками как «шумовая болезнь».

В качестве защиты от шума и звука следует применять некоторые технические тонкости, звукоизоляцию, звукопоглощение, специальные глушители аэродинамического шума, средства индивидуальной защиты.

1.2 Токсичные вещества как вредный производственный фактор Химические вещества делятся на твердые яды:

— свинец Pb;

— мышьяк Sn;

— некоторые виды красок.

Жидкие и газообразные яды:

— оксид углерода;

— бензин;

— бензол;

— сероводород;

— ацетилен;

— спирты;

— эфир и др.

По характеру токсичности их можно подразделить:

— едкие;

— действующие на органы дыхания;

— действующие на кровь;

— действующие на нервную систему.

ГОСТ 12. 1. 007−76 устанавливает 4 класса опасности:

— чрезвычайно опасные (предельно допустимая концентрация ПДК<0.1 мг/м3

— высокоопасные 0.1<�ПДК<1. мг/м3;

— умеренно опасный 1.0<�ПДК<10.0 мг/м3;

— малоопасный ПДК>10.0 мг/м3.

Все эти вещества отравляют местную среду на производстве; так, например, повышается канцерогенное воздействие, а газообразные вещества могут привести к летальному исходу рабочих, например метиловый спирт — к слепоте.

Контроль за концентрацией вредных веществ осуществляется санэпидемстанциями, а также при помощи экспрессных и автоматических методов (все возможные газоанализаторы, хромотографы и иные современные приборы). Снижения влияния ядовитых веществ можно добиться при максимальной механизации и автоматизации производства, модернизации технического оборудования, эффектной вентиляции, как местной, так и общеобменной. Что касается непосредственно рабочих, то среди них должны проводиться частые медосмотры, они должны быть обеспечены чистыми столовыми и душевыми, необходима также выдача и своевременная очистка современной спецодежды; не стоит забывать и о дегазации помещений. В конкретных случаях нужно выдавать трудящимся спецперчатки, маски, защитные щитки, очки; иногда противогазы, иногда предупреждающие заболевания мази.

1.3 Вибрация как вредный производственный фактор Вибрация, то есть колебательное движение, вызванное машинами для приготовления, распределения и уплотнения бетонной смеси, бетоносмесителями, дозаторными установками, компрессорами, строительными машинами. Классификация вибраций, воздействующих на человека, осуществляется в соответствии с СН 2.2.4/2.1.8.566−96 /22/. Как правило, шум является следствием вибрации, и оба фактора приводят к снижению производительности труда, виброболезни, ухудшению самочувствия. Из ручных вибрирующих приборов можно привести в пример отбойный молоток, дрель, брандспойт. Они влияют на руки человека (локальное воздействие). Есть еще общие вибрации, вызывающие сотрясение всего организма. Решение проблемы мне видится только в автоматизации, в замене технологических процессов на невибрационные. Конечно, есть еще виброизоляция, виброгашение, вибропоглощение и некоторые индивидуальные средства защиты, но, по моему мнению, будущее за модернизированными автоматизированными технологиями.

1.4 Требования к производственному освещению Производственное освещение тоже является производственным фактором, характеризуется такими показателями, как световой поток, освещенность, яркость, сила света. Опасно тем, что при переили недозировке определенного количества люкс, ватт, кандел возможно испортить, а то и потерять зрение. Основные требования, предъявляемые к производственному освещению, это соответствие освещенности характеру зрительной работы, достаточно равномерное распределение яркости, отсутствие резких теней на рабочей поверхности, отсутствие блесткости, постоянство освещенности во времени, обеспечение электро-, взрывои пожаробезопасности. Эти требования могут быть соблюдены при правильном выборе типа и системы производственного освещения, которые подразделяются на естественное, искусственное, смешанное, общее, комбинированное, аварийное, эвакуационное.

Выбор источника света зависит от освещаемого предмета или территории.

Различают два вида источников света: тепловое и люминесцентное. Осветительные приборы можно разделить в целом на светильники и прожекторы; важная их характеристика — блесткость.

2. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ

2.1 Информация о предприятии Компания «Нарьянмарнефтегаз» образована в Нарьян-Маре (Ненецкий автономный округ) 26 декабря 2001 года. За время работы в условиях Крайнего Севера создано мощное современное производство со всей необходимой инфраструктурой. Все месторождения объединены современной системой связи. Быстрыми темпами развивается сеть внутрипромысловых и межпромысловых автодорог.

Компания владеет лицензиями на разработку месторождений в районе Ненецкого автономного округа. Основное внимание в настоящее время сосредоточено на освоении Южно-Хыльчуюского месторождения. Общество с ограниченной ответственностью «Нарьянмарнефтегаз» зарегистрировано постановлением мэра города Нарьян-Мара за № 1508 от 26.12.2001 года.

ООО «Нарьянмарнефтегаз» было создано с целью ускорения решения обустройства и ввода в разработку месторождений нефти на территории Ненецкого округа.

В апреле 2003 года на ООО «Нарьянмарнефтегаз» было переоформлено 9 из 14 лицензионных участков, принадлежащих ОАО «Архангельскгеолдобыча»: Варандейское, Торавейское, Тобойское, Мядсейское, Медынское, Северо-Сарембойское, Западно-Лекеягинское, Месторождение им. Ю.Россихина.

В сентябре 2004 года к 9 лицензиям прибавились ещё 4, на так называемые «Северные территории»:

Хыльчуюское месторождение, Южно-Хыльчуюское, Ярейюское, Колвинский мегавал.

В 2005 году Компания претерпела структурные изменения. На базе существующего предприятия было создано СП, в котором управление осуществляется на паритетных началах, 50% на 50%, российским «ЛУКОЙЛом» и американской Conoco Phillips. В активы СП включены 11 лицензий ООО «Нарьянмарнефтегаз» на месторождения с правом разработки и добычи. А также 2 разведочных лицензии на трех перспективных структурах.

В 2006 году начаты работы над основным проектом компании: строительство и обустройство Южно Хыльчуюского месторождения. За 2,5 года построено уникальное по срокам и масштабам сооружение, которое включает центральный пункт сбора нефти, энергоцентр мощностью 125 Мвт (для нужд всех нефтепромыслов НМНГ) и нефтепровод к побережью Баренцева моря-протяженностью около 160 км.

При строительстве на Южном Хыльчую, было задействовано одновременно 500 единиц техники, для сооружения площадок и дорог отсыпано 4792 тысячи кубометров песка и гравия, забито 76 152 сваи, смонтировано 43 704 тонны металлоконструкций, 803 единицы технологического оборудования, 15 000 задвижек, 12 083 тонны технологических трубопроводов, уложено 2318 километров кабелей и проводов.

28 августа 2008 года прошла церемония пуска месторождения в промышленную эксплуатацию. Объем инвестиций в строительство составил более 93 млрд. рублей.

По итогам 2009 года объем добычи нефти ООО «Нарьянмарнефтегаз» превысил 7,5 млн. тон., добыча попутного газа составила 815,9 млн м3. Сегодня Южное Хыльчую — это 42 эксплуатационные скважины, из которых 27 добывающих и 15 нагнетательных. Это свыше 130,4 тысячи пробуренных метров земли и более 20 тысяч тонн добываемой нефти в сутки. Сданы в эксплуатацию система сепарации и обогрева нефти, установка по переработке газа. Капиталовложения по Южному Хыльчую в 2009 году превысили 11 млрд. рублей. Произведена сейсмическая разведка Восточно-Перевозного месторождения, продолжалось обустройство Торавейского месторождения, по результатам проведенного горизонтального разведочного бурения определяется судьба Ярейюского месторождения.

В 2009 году ООО «Нарьянмарнефтегаз» было включено в списки лауреатов международной премии «Лучшая компания года», ему присвоено почетное звание «Социально-ответственное предприятие».

По итогам 2010 года объем добычи нефти ООО «Нарьянмарнефтегаз» составил более 7,44 млн. тонн, добыча попутного газа 815,6 млн. м3., объем глубокого бурения на лицензионных участках ООО «Нарьянмарнефтегаз» составил 33 828 м. В 2010 году окончено строительство и введены в эксплуатацию объекты, которые повысили технологический уровень решения проблем экологии и качества подготовки нефти на Южно-Хыльчуюском месторождении. Одно из самых заметных природоохранных мероприятий Общества — запуск в эксплуатацию установки аминовой очистки газа от сероводорода, на ЦПС Южное Хыльчую. Установка очищает попутный нефтяной газ от сероводорода и углекислоты, что сделало его пригодным для использования на собственные нужды — в печах подогрева нефти, на Энергоцентре ЦПС. Запущена установка демеркаптанизации нефти производства компании «Мерикем». Данная установка является единственной на территории Российской Федерации. В результате ее ввода существенно снизились выбросы вредных веществ в атмосферу, а также эксплуатационные затраты на процесс очистки нефти от тяжелых сернистых соединений и повысилось экспортное качество товарной нефти. Повышение товарного качества позволило ООО «Нарьянмарнефтегаз» получить прибавку к стоимости реализуемой нефти. Завершено строительство установки получения и грануляции элементарной серы, что позволит производить товарную серу для реализации потребителям.

Думая о будущем, Общество вкладывает средства в геологоразведочные работы на территории НАО. К 2010 году на эти цели потрачено более 2,5 млрд. рублей. Прирост запасов углеводородного сырья составил по категории С1 более пяти миллионов тонн, по категории С2 — почти сто миллионов тонн. С целью продолжения полномасштабной разведки недр, в ближайшие два года планируется пробурить поисковые скважины на Восточно-Мореюской, Восточно-Перевозной структурах, разведочную скважину на Южно-Хыльчуюском месторождении. Запланированы детализированные полевые сейсморазведочные работы 3D в объеме 450 квадратных километров на Ярейюском, Седъягинском и Междуреченском месторождениях. ООО «Нарьянмарнефтегаз» планирует проводить опытно-промышленные работы (гидроразрывы пласта, строительство боковых стволов, бурение двуствольной скважины) на Седъягинском, Северо-Сарембойском, Западно-Лекейягинском, Ярейюском и Перевозном месторождениях. На данные работы запланированы более 1,82 млрд. рублей.

Кроме того, ООО «Нарьянмарнефтегаз» становится стратегическим партнером для развития добычи и транспортировки нефти на европейском Севере России. Альтернативы созданной компанией в НАО инфраструктуре нет, и в ближайшее время не предвидится. Существуют проекты транспортировки в северном направлении нефти, добываемой на побережье арктических морей вдоль границы Ненецкого автономного округа, используя потенциал ООО «НМНГ». Строится трубопровод Харьяга — Южное Хыльчую, по которому пойдет нефть, добываемая на месторождениях компании «ЛУКОЙЛ-Коми». К этому проекту готовы присоединиться и другие компании, работающие в регионе. Серьезные планы у «Нарьянмарнефтегаза» и в отношении использования энергоцентра на Южном Хыльчую, в качестве крупнейшего производителя электроэнергии. Таким образом, ООО «Нарьянмарнефтегаз» становится не только добывающим предприятием, но и сервисной компанией, оказывающей услуги по подготовке и транспортировке нефти.

В 2010 году ООО «Нарьянмарнефтегаз» отметило пятилетний юбилей с момента создания ОАО «ЛУКОЙЛ» и «КонокоФиллипс» совместного предприятия. За эти годы Общество превратилось в мощную производственную компанию, которая не только воплощает в жизнь, но и сама создает самые передовые стандарты в подходах к геологоразведке, обустройству месторождений, организации переработки и сбыта нефти, к выполнению социальных и экологических программ, реализации стратегии безопасности производства. Деятельность ООО «Нарьянмарнефтегаз» заслужила высокую оценку. Предприятию было присвоено почетное звание «Лучшая компания России — 2010» в номинации «промышленная безопасность, охрана труда и окружающей среды» в рамках главной всероссийской премии в области бизнеса — «Лидеры экономики России»

2.2 Состояние охраны труда, промышленной и пожарной безопасности в Обществе Важнейшими целями Общества в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды являются:

— снижение уровня производственного травматизма и аварийности;

— обеспечение безопасности и охраны здоровья работников Общества в районах производственной деятельности;

— повышение промышленной безопасности производственных объектов, обеспечение надежной и безаварийной работы технологического оборудования;

— соответствие действующему законодательству в области ПБ, ОТ и ОС;

— непрерывное улучшение деятельности в области охраны окружающей среды, минимизация потерь нефти и газа, снижение воздействия на окружающую среду.

Выполнение целей и задач по ОТ и ПБ по ООО «Нарьянмарнефтегаз» и подрядным организациям в 2011 г / HSE objectives and tasks for year 2011 приведено в таблице 2.1.

Таблица 2.1 — Выполнение целей и задач по ОТ и ПБ

В ООО «Нарьянмарнефтегаз» функционирует постоянно-действующая комиссия по безопасности труда (ПДК по БТ), образованная Приказом генерального директора, и производящая проверки согласно утвержденного графика.

На производственных объектах созданы постоянно-действующие подкомиссии по безопасности труда (ПДПК по БТ), образованные распоряжениями руководителей производственных подразделений. ППДК ведут проверки также согласно утвержденных графиков проверок.

Ежеквартально проводятся заседания ПДК Общества, на которых обсуждаются результаты деятельности Общества в области ОТ, ПБ и ООС. На заседания ПДК, помимо руководства Общества и членов ПДК, приглашаются руководители производственных подразделений, докладывающие итоги работы подразделений за отчетный период (квартал). Итоги заседания оформляются протоколом, который направляется для руководства в работе всем работникам Общества.

Заседания ПДПК производственных подразделений проводятся ежемесячно, с участием руководства подразделений, членов ПДПК и уполномоченных членов профсоюза по ОТ.

Сведения о наличии лицензий.

— лицензия Ростехнадзора «Эксплуатация взрывопожароопасных производственных объектов» №ВП-00−10 829 (ГДЖКНС) от 16.10.2009 г. срок действия лицензии — до 16 октября 2014 г.

— лицензия на осуществление деятельности по сбору, использованию, обезвреживанию, транспортировке, размещению опасных отходов №ОТ-25−498(83) от 27.05.2009 года.

Организация проведения трехступенчатого контроля за состоянием ОТ и ПБ Количество замечаний, выявленных ПДК по БТ Общества в 2005;2011 г. г., приведено в таблице 2.2.

Таблица 2.2 — Количество замечаний выявленных ПДК по БТ Общества в 2005;2011 г. г.

Количество замечаний по видам, в 2011 г., приведено в Диаграмме 2.3.

Диаграмма 2.3 — распределение замечаний по видам в 2011 г.

В ООО «Нарьянмарнефтегаз» выполняются мероприятия по «Программе промышленной безопасности, улучшения условий и охраны труда, предупреждений и ликвидации чрезвычайных ситуаций в организациях Группы „ЛУКОЙЛ“ на 2011;2015 г. г.»

2.3 Основные показатели производственного контроля Таблица 2.4 — Основные показатели производственного контроля в ООО «Нарьянмарнефтегаз» за 2011 год

В 2011 году в ООО «Нарьянмарнефтегаз» продолжена работа по идентификации опасностей и рисков на производственных объектах Общества, обновлен Сводный реестр опасностей и рисков по Обществу, сформирован Сводный реестр производственных рисков.

2.4 Информация о поднадзорных объектах Таблица 2.5 — Информация о поднадзорных объектах ООО «Нарьянмарнефтегаз"за 2011 год

В 2011 году в ООО «Нарьянмарнефтегаз» продолжена работа по идентификации опасностей и рисков на производственных объектах Общества, обновлен Сводный реестр опасностей и рисков по Обществу, сформирован Сводный реестр производственных рисков.

3. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ ЧС

3.1 Основные показатели состояния защиты населения Формирование статистических данных для сравнительной оценки потенциальных опасностей для населения и территорий в 2011 году, выполнения оценки риска возникновения чрезвычайных ситуаций. Анализ состояния дел по обеспечению пожарной безопасности и безопасности людей на водных объектах.

3.2 Статистические данные о чрезвычайных ситуациях в 2011 году За истекший период 2011 года на опасных производственных объектах ООО «Нарьянмарнефтегаз» и прилегающих к ним территориях террористических проявлений, чрезвычайных ситуаций природного и техногенного не зарегистрировано.

3.3 Опасности в техносфере

Опасные производственные объекты, эксплуатируемые в ООО «Нарьянмарнефтегаз», зарегистрированы в государственном реестре ОПО в соответствии с Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

Основными причинами возникновения аварий на производственных объектах являются:

— Разрыв промышленного оборудования при превышении расчетного давления, порыв технологических и межпромысловых трубопроводов;

— Разрушение аппаратов в результате их разгерметизации от внутренней и внешней коррозии, при несвоевременных или некачественных испытаниях и переосвидетельствованию сосудов и аппаратов;

— Несвоевременное проведение регламентных работ;

— Нефтяных, газовых проявлений при эксплуатации скважин, а так же выбросы нефти и газа из скважин при бурении.

Степень износа основных производственных фондов незначительная, поэтому развитие коррозии, повышенный износ и старение материалов являются маловероятными причинами возможного возникновения аварийных ситуаций.

Периодически проводится диагностика и контроль за состоянием оборудования и трубопроводов. Особое внимание уделяется контролю за технологическими параметрами производственных и инженерно-геологических процессов.

Сравнительная оценка показателей по сравнению с предыдущим годом приведена в соответствии с таблицей 3.1.

Таблица 3.1- Сравнительная оценка показателей по сравнению с предыдущим годом

3.4 Пожарная безопасность В 2011 году на эксплуатирующихся опасных производственных объектах ООО «Нарьянмарнефтегаз» пожаров не зарегистрировано. Основное внимание уделяется профилактическим мероприятиям в области пожарной безопасности. Для целей обеспечения пожарной безопасности в Обществе постоянно выполняются следующие мероприятия:

— по предотвращению образования горючей среды и (или) предотвращению образования в горючей среде (или внесения в нее) источников зажигания;

— контроль состояния систем противопожарной защиты и первичных средств пожаротушения;

— проведение пожарно-тактических занятий с нештатными АСФ по организации мероприятий по тушению пожаров на производственных объектах;

— ежегодно проводится обучение с ИТР и рабочими по программа пожарного минимума;

— ежегодно обновляются приказы о назначение ответственных за пожарную безопасность зданий и сооружений, а так же за подготовку и проведение пожароопасных работ;

— проводятся учебно-тренировочные занятия по безопасной эвакуации работников Обществ из административно-бытовых комплексов при пожаре.

Производственные объекты Южно-Хыльчуюского месторождения оснащены:

— системой пожарной сигнализации;

— системой противопожарного водоснабжения (Полезный объем противопожарных резервуаров составляет 4300 м³. Заполнение резервуаров осуществляется из артезианских скважин. Время пополнения неприкосновенного запаса воды хранящегося в пожарных водоемах составляет не более 76 часов.);

— системой водяного пожаротушения, выполненной на основе лафетных стволов, и предназначенной для защиты резервуарного парка ЦПС, насосных перекачки нефти и установки УПН.

— системой водяного тушения вахтового поселка обслуживающего персонала;

— системой пенного тушения резервуарного парка ЦПС на основе двух пеногенераторных блоков с четырьмя горизонтальными системами МХС-Н-I-7000 пропорционального смешивания жидкости с пенообразователем.

— системой пенного тушения насосной внешнего транспорта и внутрипарковой перекачки, выполненной на основе одного пеногенераторного блока с одной системой смешивания МХС-Н-I-1000;

— системой газового пожаротушения, защищающей печи подогрева нефти и компрессорную станцию низкого давления, выполненной на основе модулей МГП-16−100 блока газового пожаротушения с управлением от прибора «Аист»;

— системой порошкового пожаротушения, защищающей склад химических реагентов (выполнена на основе модулей АУПТС-300);

— системой порошкового пожаротушения, защищающей кислородную станцию;

— системой обнаружения загазованности на площадке ЦПС и кустовых площадок № 1, 2, 3.

Система обнаружения загазованности.

Система реализована на применении датчиков H2S Polytron 7000 Ex, которые осуществляют контроль предельно-допустимой концентрации сероводорода, и датчиков Polytron IR 334 Ex для обнаружения углеводородных газов и осуществляющих контроль концентрации взрывоопасных углеводородных газов и паров в окружающем воздухе. Сигналы от датчиков передаются в контроллеры ПиГ автоматизированной системы управления производственными процессами «Южное Хыльчую», реализованное на оборудовании верхнего уровня «Siemens». При достижении предельно-допустимых концентраций газов — 20% НКПР происходит срабатывание световой и звуковой предупредительной сигнализации, при достижении 40 или 100% НКПР, происходит срабатывание световой, звуковой сигнализации и срабатывание алгоритмов по блокировке и останову соответствующих объектов управления.

На всех производственных объектах ООО «Нарьянмарнефтегаз»:

Молниезащита объектов выполнена согласно СО-153−34.4.122−2003г. «Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций» в зависимости от класса пожарои взрывоопасной зоны и степени огнестойкости зданий и сооружений. Для защиты людей от поражения электрическим током применяется зануление и защитное заземление по системе TN-C-S по ГОСТ Р505.71.2

Эксплуатация систем молниезащиты зданий и сооружений в Обществе организована в соответствии с инструкцией № СО 153−34.21.122−2003 и правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей:

1. В Обществе приказом генерального директора назначены ответственные по обследованию состояния систем молниезащиты (соответствие технической и нормативной документации);

2. В структурных подразделениях Общества составляются графики периодического (1 раз в 6 месяцев) визуального осмотра видимой части заземляющих устройств (ПТЭЭП, п. 2.7.9);

3. В структурных подразделениях Общества составляются графики осмотра состояния заземляющих устройств с выборочным вскрытием грунта. Периодичность — 1 раз в 12 лет. (ПТЭЭП, п. 2.7.10);

4. По результатам периодического обследования заземляющих устройств составляются акты;

5. Ежегодно проводятся измерения сопротивления заземляющих устройств (ПТЭЭП, п. 2.7.13). Измерения проводятся электроизмерительной лабораторией (на договорной основе). По результатам измерений измерительной лабораторией оформляется технический отчёт;

6. На все заземляющие устройства составлены паспорта, в которые заносятся результаты периодических осмотров и измерений (ПТЭЭП, п. 2.7.9).

В целях обеспечения безопасной эвакуации работников на объектах предусмотрена система речевого оповещения о пожаре (СОУЭ). Пульт управления системой оповещения ЦПС размещен в операторной. Речевое оповещение о пожаре производиться в автоматическом режиме. Предусмотрено оповещение и в ручном режиме.

Сооружения и здания оснащены на 100% первичными средствами пожаротушения (огнетушители, ящики с песком, ведра, лопаты, топоры, ломы, багры). Первичные средства пожаротушения размещаются непосредственно в защищаемых помещениях и на пожарных щитах. Первичные средства проверяются и обслуживаются в соответствии требований правил пожарной безопасности (ППБ-01−03).

Для соблюдения требований правил пожарной безопасности и противопожарного режима объектов нефтепромыслов приказом генерального директора назначены ответственные лица за пожарную безопасность.

В соответствии нормативных документов в области пожарной безопасности, работники Общества, проходят обучение по пожарно-техническому минимуму по разработанным и утвержденным в установленном порядке программам без отрыва от производства в соответствии занимаемой должности. Обучение проводят специализированные организации имеющие соответствующие лицензии.

В соответствии требований нормативных и законодательных актов в области пожарной безопасности в Обществе разработаны и утверждены в установленном порядке инструкции о мерах пожарной безопасности. Инструкции размещены на стендах по пожарной безопасности. Специалистами отдела по охране труда и промышленной безопасности постоянно ведется работа по контролю соблюдения противопожарного режима объектов в соответствии с регламентирующими документами государственной противопожарной службы МЧС России.

Для организации работ по предупреждению пожаров в ООО «Нарьянмарнефтегаз», в 2011 году проведены следующие мероприятия:

— специалистами отдела промышленной безопасности проведен с 34 чел. вводный инструктаж по пожарной безопасности;

— прошли обучение 62 чел. инженерно технических работников нефтепромыслов по программе «Ответственный за подготовку и проведение огневых работ на опасном производственном объекте»;

— прошли обучение 79 чел. рабочих и служащих выполняющих огневые и пожароопасные работы;

— проведены 267 целевых дозоров по проверке мест проведения огневых и пожароопасных работ;

— откорректировано 6 планов ликвидации аварий (ПЛА);

— откорректированы и введены в действия инструкции в области пожарной безопасности;

— на всех объектах Общества разработаны и вывешены на видных местах планы эвакуации работников при пожаре;

— проведена подписка на журнал «Пожарная безопасность», «Пожарное дело», сборник «Проблемы безопасности и чрезвычайных ситуаций»;

— приобретены и направлены в структурные подразделениям Общества стенды и плакаты по пожарной безопасности;

— организованы и проведены проверки подрядных организаций в области соблюдения требований ПБ, расположенных на производственной территории ООО «Нарьянмарнефтегаз»;

— проведены 46 учебные тревоги по тушению пожаров и практические занятия по эвакуации работников из административно-бытовых комплексов;

— ежегодно проводится проверки технического состояния автоматических систем пожаротушения, пожарно-технического вооружения, инвентаря, а так же средства связи и оповещения при пожаре.

Затраты на приобретение пожарного оборудования и материалов за отчетный период составили 2.83 млн. рублей.

3.4 Деятельность добровольной пожарной охраны Для более эффективного предупреждения и тушения пожаров на объектах Общества на договорной основе привлекаются специализированные формирования. Данные формирования проводят работу по предупреждению и тушению пожаров на объектах Общества.

3.5 Предупреждение чрезвычайных ситуаций Организация работы по предупреждению чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера в ООО «Нарьянмарнефтегаз» ведется согласно:

— Федерального закона РФ, № 68-ФЗ от 21.12.1994года «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера»;

— Постановления Правительства РФ № 794 от 30.12.2003года «О единой государственной системе предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций»;

В текущем году в ООО «Нарьянмарнефтегаз» разработаны и приняты:

— План по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов на месторождения Торавейское, Варандейское, Перевозное и транспортировку нефти от месторождений Торавейского, Варандейского и Перевозного до УПН «Варандей» ООО «Нарьянмарнефтегаз», организована процедура согласования и утверждения (срок до 31.12.2011 г.);

— Откорректировано положение о комиссии по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций и обеспечению пожарной безопасности в ООО «Нарьянмарнефтегаз»;

— Обновлен состав комиссии по предупреждению чрезвычайных ситуаций и обеспечению пожарной безопасности на объектах ООО «Нарьянмарнефтегаз».

3.6 Профилактика чрезвычайных ситуаций Для предупреждения чрезвычайных ситуаций на потенциально опасных производственных объектах ООО «Нарьянмарнефтегаз» внедрены организационные и технические мероприятия:

— по применению эффективных систем (устройств) автоматического и дистанционного управления производственным оборудованием, технологическими процессами, подъемными и транспортными устройствами;

— по совершенствованию технологических процессов в целях устранения воздействия на работников опасных и вредных производственных факторов;

— по применению систем автоматического контроля и сигнализации уровней опасных и вредных производственных факторов на рабочих местах;

— по применению технических устройств, обеспечивающих защиту работников от поражения электрическим током;

— по установке предохранительных, защитных и сигнализирующих устройств (приспособлений) в целях обеспечения безопасной эксплуатации производственных коммуникаций и сооружений;

— по механизации и автоматизации технологических операций, связанных с хранением, перемещением, заполнением и опорожнением передвижных и стационарных резервуаров (сосудов) с ядовитыми, агрессивными, легковоспламеняющимися и горючими жидкостями, используемыми в производстве.

Состояние оснащенности опасных производственных объектов системами предотвращения аварий, объемы финансирования на содержание и развитие систем, предоставлены по форме табл. 3.3;

В 2011 году на внедрение и реконструкцию вышеупомянутых систем и мероприятий было израсходовано 17 миллионов рублей.

За истекший период полная и частичная остановка опасных производственных объектов ООО «Нарьянмарнефтегаз» не зарегистрирована.

В случае необходимости выполнения работ по ликвидации чрезвычайной ситуации ООО «Нарьянмарнефтегаз» имеет достаточное количество финансовых и материальных средств. Состояние оснащенности промышленных объектов системами предотвращения аварий приведено в таблице 3.3.

Таблица 3.3 Состояние оснащенности промышленных объектов системами предотвращения аварий.

3.7 Системы обеспечения безопасности при реализации экономических и инфраструктурных проектов Для уменьшения рисков, возникновения аварийных ситуаций обусловленных разливами нефти и нефтепродуктов на производственных объектах ООО «Нарьянмарнефтегаз», предусмотрены конструктивные, объемно-планировочные, инженерно-технические решения, имеющие природоохранную направленность, способствующие максимальному сохранению всех компонентов природной среды в естественном состоянии, а именно:

— внедрено высокопроизводительное и экологическое оборудование;

— установлены обвалования кустов скважин с целью локализации возможных разливов нефти;

— применяются герметизированные системы сбора и транспорта нефти;

— используются автоматизированные систем контроля и управления за процессом добычи и транспорта нефти;

— применяются системы автоматической блокировки и предохранительных устройств на технологическом оборудовании, работающем под давлением;

— применяются технологическое оборудования в блочном исполнении, заводского изготовления;

— применяется оборудование и арматура, на давление, превышающее расчетное;

— управление технологическим процессом осуществляется с помощью средств автоматики;

— в трубопроводных системах транспорта нефти повышенная толщина стенки относительно расчетной;

— используются системы неразрушающего контроля сварных соединений трубопроводов и несущих конструкций нефтепромысловых объектов;

— применяются антикоррозионная защита трубопроводов и оборудования;

— оборудование резервуарного парка товарной нефти находится в бетонном каре, что позволит значительно уменьшить площадь разлива нефти при разгерметизации резервуара;

— созданы действующей системы экологического мониторинга и состояния природной среды;

— проводится регулярно производственно-экологической контроль производственных объектов.

Для предотвращения разлива нефти в случае порыва и уменьшения отрицательного воздействия на окружающую среду межпромысловый нефтепровод оборудован:

— системой обнаружения утечек;

— системой телемеханики;

— по трассе нефтепровода предусмотрена установка электроприводных задвижек.

Для контроля за процессом коррозии в процессе эксплуатации трубопровода по трассе нефтепровода на расстоянии 20 — 25 км друг от друга предусмотрены узлы контроля скорости коррозии.

Установленная система телемеханики на межпромысловом нефтепроводе многофункциональная. По надежности система телемеханики линейной части нефтепровода соответствует требованиям ГОСТ 26.205−88. По достоверности передаваемой информации система телемеханики соответствует 1 категории по ГОСТ 26.205−88. Система телемеханики в процессе эксплуатации не оказывает вредного влияния на окружающую среду. Внедрение системы телемеханики позволяет:

— повысить оперативность управления технологическим оборудованием и уменьшить вероятность возникновения неконтролируемых аварий (разливов нефти, возгораний, взрывов), которые могут нанести значительный ущерб окружающей среде и привести к гибели людей;

— увеличить количество контролируемых технологических параметров;

— повысить надежность функционирования технических средств.

Унифицированная система обнаружения утечек на межпромысловом трубопроводе предназначена:

— для непрерывного контроля герметичности (обнаружения утечек и несанкционированного доступа);

— определения точного места подключения с оценкой величины расхода нефти.

Система обнаружения утечек построена на регистрации импульса давления при возникновении утечки. При использовании данной системы обнаружения утечек на межпромысловом трубопроводе позволяет:

— сократить время от момента возникновения утечек до остановки перекачки;

— сократить время ликвидации утечки за счет точного указания места разрыва;

— снизить вероятность ошибок управления за счет автоматизации функций контроля и состояния нефтепровода.

Благородя внедрению на опасных производственных объектах ООО «Нарьянмарнефтегаз» современных автоматизированными системами контроля безопасности производственной деятельности по добыче и транспортировке нефти по трубопроводным системам позволяет снизить объемы аварийных разливов нефти при чрезвычайной ситуации.

В Обществе, имеются резервы финансовых и материально-технических средств для ликвидации чрезвычайных ситуаций обусловленных разливами нефти и нефтепродуктов в соответствии с требований действующего законодательства. Резервы финансовых средств находятся на текущем счете ООО «Нарьямарнефтегаз».

3.8 Обеспечение защищенности критически важных и потенциально опасных объектов от угроз природного и техногенного характера В Государственном реестре опасных производственных объектов (ОПО) зарегистрировано 42 объекта из них взрывопожароопасных 37, эксплуатируемых ООО «Нарьянмарнефтегаз» (свидетельство о регистрации №А25−1 000 от 11.04.2011 г.

Заключены с ОАО «Капитал Страхование» договоры страхования гражданской ответственности организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты Для уменьшения рисков, возникновения аварийных ситуаций обусловленных разливами нефти и нефтепродуктов на производственных объектах ООО «Нарьянмарнефтегаз», предусмотрены конструктивные, объемно-планировочные, инженерно-технические решения, имеющие природоохранную направленность, способствующие максимальному сохранению всех компонентов природной среды в естественном состоянии, а именно:

— внедрено высокопроизводительное и экологическое оборудование;

— установлены обвалования кустов скважин с целью локализации возможных разливов нефти;

— применяются герметизированные системы сбора и транспорта нефти;

— используются автоматизированные систем контроля и управления за процессом добычи и транспорта нефти;

— применяются системы автоматической блокировки и предохранительных устройств на технологическом оборудовании, работающем под давлением;

— применяются технологическое оборудования в блочном исполнении, заводского изготовления;

— применяется оборудование и арматура, на давление, превышающее расчетное;

— управление технологическим процессом осуществляется с помощью средств автоматики;

— в трубопроводных системах транспорта нефти повышенная толщина стенки относительно расчетной;

— используются системы неразрушающего контроля сварных соединений трубопроводов и несущих конструкций нефтепромысловых объектов;

— применяются антикоррозионная защита трубопроводов и оборудования;

— оборудование резервуарного парка товарной нефти находится в бетонном каре, что позволит значительно уменьшить площадь разлива нефти при разгерметизации резервуара;

— созданы действующей системы экологического мониторинга и состояния природной среды;

— проводится регулярно производственно-экологической контроль производственных объектов.

Для предотвращения разлива нефти в случае порыва и уменьшения отрицательного воздействия на окружающую среду межпромысловый нефтепровод оборудован:

— системой обнаружения утечек;

— системой телемеханики;

— по трассе нефтепровода предусмотрена установка электроприводных задвижек.

Для контроля за процессом коррозии в процессе эксплуатации трубопровода по трассе нефтепровода на расстоянии 20 — 25 км друг от друга предусмотрены узлы контроля скорости коррозии.

Установленная система телемеханики на межпромысловом нефтепроводе многофункциональная. По надежности система телемеханики линейной части нефтепровода соответствует требованиям ГОСТ 26.205−88. По достоверности передаваемой информации система телемеханики соответствует 1 категории по ГОСТ 26.205−88. Система телемеханики в процессе эксплуатации не оказывает вредного влияния на окружающую среду. Внедрение системы телемеханики позволяет:

— повысить оперативность управления технологическим оборудованием и уменьшить вероятность возникновения неконтролируемых аварий (разливов нефти, возгораний, взрывов), которые могут нанести значительный ущерб окружающей среде и привести к гибели людей;

— увеличить количество контролируемых технологических параметров;

— повысить надежность функционирования технических средств.

Унифицированная система обнаружения утечек на межпромысловом трубопроводе предназначена:

— для непрерывного контроля герметичности (обнаружения утечек и несанкционированного доступа);

— определения точного места подключения с оценкой величины расхода нефти.

Система обнаружения утечек построена на регистрации импульса давления при возникновении утечки. При использовании данной системы обнаружения утечек на межпромысловом трубопроводе позволяет:

— сократить время от момента возникновения утечек до остановки перекачки;

— сократить время ликвидации утечки за счет точного указания места разрыва;

— снизить вероятность ошибок управления за счет автоматизации функций контроля и состояния нефтепровода.

Благородя внедрению на опасных производственных объектах ООО «Нарьянмарнефтегаз» современных автоматизированными системами контроля безопасности производственной деятельности по добыче и транспортировке нефти по трубопроводным системам позволяет снизить объемы аварийных разливов нефти при чрезвычайной ситуации природного и техногенного характера.

вредный производственный профилактика чрезвычайный

3.9 Страхование и социальная поддержка работников В ООО «Нарьянмарнефтегаз» ежегодно заключает договора с ОАО «Капитал Страхование» на выполнении мероприятий и реализации комплекса мер, направленных на социальную поддержку работников, пострадавших от ЧС и нуждающихся в реабилитации. Размеры единовременных и компенсационных выплат работникам за материальный ущерб или увечья (заболевания), полученные в связи с ЧС и выполнением работ по их ликвидации выплачиваются в соответствии требования законодательства РФ;

ООО «Нарьянмарнефтегаз» заключает с ОАО «Капитал Страхование» договоры страхования гражданской ответственности организаций от негативного воздействия ЧС, эксплуатирующей опасные производственные объекты.

3.10 Государственное регулирование деятельности РСЧС Комиссия по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций и обеспечение пожарной безопасности ООО «НАРЬЯНМАРНЕФТЕГАЗ» (далее КЧС Общества), предназначена для защиты жизни и здоровья сотрудников Общества и населения, оказавшегося в зоне чрезвычайной ситуации. Организации и выполнения работ по предупреждению и ликвидации ЧС природного и техногенного характера (далее ЧС) их последствий на территории производственной деятельности Общества, защиты окружающей среды и уменьшения внеплановых потерь от ЧС.

КЧС Общества является постоянно действующим руководящим и координирующим органом управления в области предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций и обеспечению пожарной безопасности.

КЧС Общества организует свою деятельность по административно-территориальному принципу построения и функционирования единой государственной системы предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций России.

Задачи КЧС Общества определяются в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации, приказами и указаниями МЧС и Минэнерго России, с учетом специфики деятельности Общества, а также приказами и указаниями «ОАО ЛУКОЙЛ» .

Состав КЧС Общества формируется из руководящего состава аппарата управления Общества, руководителей управлений, отделов и специалистов, к компетенции которых относятся вопросы по предупреждению и ликвидации ЧС и обеспечению пожарной безопасности В зависимости от обстановки, масштаба прогнозируемой или возникшей ЧС или решения КЧС Общества устанавливается один из следующих режимов функционирования:

Режим повседневной деятельности — при нормальной производственной, радиационной, химической, биологической (бактериологической), сейсмической и гидрометеорологической обстановке, при отсутствии эпидемий на объектах Общества и близлежащих территорий.

Режим повышенной готовности — при ухудшении производственной, радиационной, химической, биологической (бактериологической), сейсмической и гидрометеорологической обстановки, при получении прогноза о возможности возникновения ЧС.

Режим чрезвычайной ситуации — при возникновении и во время ликвидации ЧС.

Основные функции:

— Сбор и обработка данных, получаемых от диспетчерских служб нефтепромыслов ООО «Нарьянмарнефтегаз» о чрезвычайных ситуациях природного и техногенного характера;

— Оповещение управления и членов КЧС Общества, руководителей структурных подразделений об угрозе или возникновении чрезвычайной ситуации природного и техногеного характера;

— Оповещение органов государственного реагирования при ЧС осуществляется в соответствии регламента передачи информации.

— Оповещение и предоставление информации о чрезвычайных ситуаций производится в соответствии регламента: «Предоставление информации о чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера (в том числе инциденте, аварии, ДТП, пожаре, несчастном случае) на объектах ООО Нарьянмарнефтегаз».

В целях заблаговременного проведения мероприятий по предупреждению ЧС природного и техногенного характера и максимально возможного снижения размеров внеплановых потерь в случае их возникновения, осуществляется планирование действий по вопросам предупреждения и ликвидации ЧС в Обществе. Объем и содержание планируемых мероприятий определяется, исходя из принципов необходимой достаточности и максимально возможного использования имеющихся сил и средств Общества, с учетом возможных ЧС.

Ликвидация ЧС осуществляется силами и средствами Общества под непосредственным руководством Генерального директора (или его заместителей) Общества. Ликвидация ЧС осуществляется в строгом соответствии требования системы управления по ликвидации ЧС.

3.11 Федеральные целевые программы Состояние финансирования и основные результаты выполнения программы промышленной безопасности в области предупреждения и ликвидации ЧС, пожарной и радиационной безопасности в сравнении с аналогичным периодом прошлого года, в том числе по форме, приведенной в табл. 3.4

Проблемные вопросы реализации мероприятий, предусмотренных программами и возможные пути их решения.

3.12 Состояние финансирования программ промышленной безопасности в области предупреждения и ликвидации ЧС, пожарной и радиационной безопасности Таблица 3.4 — Состояние финансирования программ промышленной безопасности

Экономическое регулирование Состояние финансирования мероприятий в области защиты населения и территорий от ЧС, в том числе данные по форме табл. 3.5;

Таблица 3.5 — Финансирование мероприятий по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций, тыс. руб.

3.13 Предложения по совершенствованию защиты населения и территории от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера, обеспечению пожарной безопасности и безопасности людей на водных объектах от чрезвычайных ситуаций Совершенствовать приоритетные направления деятельности КЧС Общества в области предупреждения прогнозируемых чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера, снижения внеплановых потерь и размеров материального ущерба, более расширенного обеспечения социальной поддержки персонала объектов участвующих в предупреждении и ликвидации ЧС.

Внедрение на опасных производственных объектов передовых технологий по обнаружению и тушению пожаров. Создание на договорной основе противопожарных формирований по организации мероприятий по предупреждению и тушению пожаров на производственных объектах организаций Группы «ЛУКОЙЛ». Актуализация программ по обеспечению пожарной безопасности на производственных объектах организации Группы «ЛУКОЙЛ».

Аварийность и травматизм.

В 2011 году в ООО «Нарьянмарнефтегаз» травм работников с временной потерей трудоспособности, аварий, пожаров, других ЧС зафиксировано не было.

Показатель производственного травматизма является одним из критериев, по которому характеризуется деятельность предприятия в целом. К показателям производственного травматизма относятся два коэффициента:

* коэффициент частоты (количество несчастных случаев на 1000 работающих за отчетный период) Коэффициент частоты по Обществу:

Кч=1000 * количество н/с ср. списочное число работающих Таблица 3.6 — Коэффициент частоты по Обществу

коэффициент тяжести травматизма (средняя длительность временной нетрудоспособности, приходящая на один несчастный случай Кт= суммарное кол-во дней временной нетрудоспособности число учитываемых несчастных случаев за отчетный период Коэффициент тяжести травматизма по Обществу приведено в таблице 3.7.

Таблица 3.7 — Коэффициент тяжести травматизма

Анализ учетных травм (без потери трудоспособности), полученных работниками Общества и работниками подрядных организаций.

Учетных травм у работников ООО «Нарьянмарнефтегаз» в 2011 не было.

Количество и распределение учетных травм по подрядным организациям по видам приведены в таблице 3.8.

Таблица 3.8 — Количество и распределение учетных травм

3.14 Сведения об аттестации рабочих мест в 2011 году Таблица 3.9 — Сведения об аттестации рабочих мест

Примечание: В 2011 году заключен договор на аттестацию 274 рабочих мест по условиям труда (АУП, БПО (ОВУ), УПТОиК (г.Нарьян-Мар), ЦСиПТ (г.Нарьян-Мар), УАБО).

Общее количество рабочих мест — 476, из них АУП — 203.

В 2010/2011 году проведена аттестация рабочих мест на нефтепромысле № 1, а также на установке демеркаптанизации нефти и на установке по очистке газа и получения серы, всего 165 р.м.

Аттестация рабочих мест в офисе ООО «НМНГ» проводилась в октябре-ноябре 2006 г. (240 р.м.), разработан и выполнен план мероприятий по устранению замечаний условно аттестованных рабочих мест.

Аттестация рабочих мест на Южно-Хыльчуюсском м/р проведена в 2009 году (216 р.м.).

4. РАСЧЕТНО — КОНСТРУКТИВНОЕ РЕШЕНИЕ ПО ОСНОВНЫМ СРЕДСТВАМ КОНТРОЛЯ И ЗАЩИТЫ ПЕРСОНАЛА ПРИ НОРМАЛЬНОМ И АВАРИЙНОМ РЕЖИМАХ РАБОТЫ

4.1 Проектирование установки искусственного (рабочего и аварийного) освещения для участка «Ремонтно-эксплуатационная база»

Расчет потребного количества светильников, для чего применяется метод удельной мощности и светового потока, когда применяют только один тип лампы и светильника.

1. Высота, м, подвеса светильника над рабочей поверхностью:

h = H-hp-hc = 5−0,8−0,7 = 3,5 (м),

h = H-hp-hc = 5−0,8−0,7 = 3,5

где Н — высота помещения, м;

hp — высота рабочей поверхности от пола, м;

hc — высота свеса светильника от основного потолка, м.

2. Освещаемая площадь помещения, м2:

S = А*B = 30*12,5 = 375(м2),

где, А и В — длина и ширина помещения, м.

3. Для расчета освещения методом удельной мощности находят удельную мощность Pm и значения величин Кт и Zт.

Для светильников с ЛЛ вначале определяют условный номер группы выбранного светильника по табл. 3−2книга 1 Справочная книга для проектирования электрического освещения / Под ред. Г. М. Кнорринга. -Л.: Энергия, 1976.(для светильника ЛСОО2−2*65 — группа 7),

Затем в табл. 5−41. 5−49 книги находим (с учетом h=4,5, S=1500(м2):

Pm = 10 Вт/м2; Кт = 1,5; Zт = 1,1.

При этом для светильников с ЛЛ Рm дана для Еmin = 100 лк, поэтому следует произвести пересчет для Emin = 500 лк:

Ру = Рm*Еmin/Е100 = 15*500/100 = 50 (Вт/м2).

4. Определяют суммарную мощность, Вт, для освещения заданного помещения по формуле:

PS=Pу*S*Кз*Z/(Кт*Zт),

где Кз — коэффициент запаса, устанавливаемый табл. 3 СНиП II-4−79 Z=1,3 — коэффициент неравномерности освещения (по СНиП II-4−79 для зрительных работ I-III разрядов при ЛЛ); Кт и Zт — принятые выше коэффициенты запаса и неравномерности.

PS = 50*375*1,5*1,3/(1,5*1,1) = 44 318,15 (Вт),

5. Находят потребное количество светильников, шт., по формуле:

Nу=PS/(ni*Рл),

где Рл — мощность лампы в светильнике, Вт; ni — число ЛЛ в светильнике, шт. (находят по таблицам 3−9, 3−11 и 3−12 книги или табл. 12.4 и 13.1 книги Справочная книга по светотехнике / Под ред. Ю. Б. Айзенберга. -М.: Энергоатомиздат., 1983).

Дробное значение Nу округляют до целого большего числа:

Nу = 44 318,15 /(4*300) = 36,9 (шт.).

Округлив, принимаем для дальнейших расчетов Nу= 37 шт.

6. Для расчета освещения методом светового потока вычисляют индекс помещения по формуле:

i = S/(h*(A+B)) = 750/(3,5*(12,5+30)) = 1,96,

7. С учетом i, коэффициентов отражения потолка (rп), стен (rс) и рабочей поверхности (rр), типа выбранного светильника с ЛЛ и найденной группы светильника по табл. 3−2 определяют коэффициент светового потока h, % по табл. 5−11…5−18:

h = 50%.

8. По табл. 4.15 и 4.17 находят световой поток заданной (принятой) лампы Фл, лм:

Фл=2500 лм.

9. Определяют потребное количество светильников, шт., по формуле:

Nc=(100*Emin*S*Kз*Z/(ni*Фл*h*Кg))/2,

где Кg — коэффициент затенения равный 1,2, остальные обозначения расшифрованы выше:

Nc = (100*500*750*1,5*1,3/(4*5000*50*1,2))/2 = 30,6 (шт.)

Округлив, принимаем для дальнейших расчетов Nс = 31 шт.

Сравнивая Nc с Nу, полученным при расчете методом удельной мощности получаем, получаем N = Nс = 31 шт. Метод светового потока является более точным, поэтому значение Nc принимают к размещению как величину N.

На третьем этапе разрабатывается рациональная схема равномерного размещения светильников N в помещении.

Производится расчет расстояния, м, между рядами по формуле:

L = l*h,

где l — коэффициент, зависящий от типа кривой силы света (КСС), который определяется по табл. 9.5. Для данного случая тип КСС — Г, следовательно l=0,8.

L = 0,8*3,5 =2,8 (м).

Определяется максимальное расстояние lK, м, от крайних рядов светильников до стен по формуле:

lK? (0,4.0,5)L = 0,5*2,8 = 1,4 (м).

Для определения числа рядов используют суммарную длину светильников:

l?=N*lC,

где lC — длина светильника, м, принимаемая по табл. 3−9 и 3−11 книги (в нашем случае lC = 1565 мм).

l? = 31*1,565 = 48,4 (м).

Так как l? > А (181>25), то количество рядов:

nР = l?/А = 48/25 =1,92;

округляя до большего целого числа получаем nР=2

Находим число светильников в ряду по формуле:

nл = N/nР = 31/4 = 7,75;

округляя до целого большего целого числа получаем nл =8.

Определяем общее количество светильников, шт.:

Nл= nл * nР =8*4=32 (шт.),

где nл — количество светильников с ЛЛ в ряду, шт.; nР — число рядов светильников по ширине помещения, шт.

Определяем фактическую освещенность Еф (Nл>N, значит размещение светильников выполнено правильно), лк:

Еф = (N*ni*Фл*h*Кg)/100*S*Kз*Z,

Еф = (32*4*2500*50*1,2)/100*750*1,5*1,3= 132,5 лк;

Проектирование аварийного освещения.

Потребное количество светильников для аварийного освещения рассчитывается методом светового потока по формуле

Nав=100*Emin*S*Kз*Z/(ni*Фл*h*Кg);

при этом принимается Eпmin=20 лк для продолжения работы на ЭВМ и Eэmin=0,5 лк для эвакуации людей из помещения.

В первом случае:

NПав = 100*20*750*1,5*1,3/(4*2500*50*1,2)=2,8?3;

во втором:

NЭав = 100*0,5*750*1,5*1,3/(4*2500*50*1,2)=0,12?1.

Итак, для продолжения работы в случае аварии останется включенным три светильника, для эвакуации будет достаточно одного светильника.

4.2 Проектирование местной вентиляции (кондиционирование) для участка

1.Характеристика местной вытяжной вентиляции В качестве местной вытяжной вентиляции цехе предусмотрена система аспирации, удаляющая отходы в виде пыли, опилок, стружки и направляющая их к пылеулавливающему оборудованию.

Современные аспирационные системы представлены компоновкой следующих элементов: аспирационного укрытия, транспортной воздуходувной магистрали, вентилятора и пылеулавливающих устройств.

Аспирационное укрытие — это средство локализации отходов резания и создания условий для направленного движения их в транспортную магистраль.

Отходы резания из аспирационных укрытий удаляют во взвешенном состоянии по воздуховодам, что обеспечивается за счет высоких значений скорости воздуха, который препятствует оседанию частиц.

Пылеулавливающая установка обеспечивает удаление частиц стружки и пыли из аспирируемого воздуха перед дальнейшим его движением в атмосферу.

Вентиляторы аспирационных систем создают необходимое разряжение в аспирационных укрытиях, обеспечивая требуемые скорости воздуха на всем пути движения отходов резания к пылеулавливающей установке.

В цехе запроектирована централизованная напорно-всасывающая система аспирации с разветвленной сетью воздуховодов.

Разветвленная сеть более проста в изготовлении, так как собирается только из прямых и фасонных частей воздуховодов.

Воздуховоды для системы аспирации изготавливаются сварными из черной листовой стали, круглого сечения.

Для прочистки и ревизии воздуховодов в случае их закупорки на них через каждые 15 м, а также следом за отводами устраивают лючки, конструкция которых должна быть герметичной .

Расчет воздухообмена в помещениях Определение количества воздуха, удаляемого местными отсосами Минимальное количество воздуха удаляемого местными отсосами от станков и напольными отсосами указано в таблице 1, тогда общее количество воздуха удаляемого местными отсосами:

Lмо = 850+840+1320+1764+1320+2*3648+1100*2=15 590м3/ч.

Определение производительности приточной системы Количество приточного воздуха в рабочую зону принимается равным количеству воздуха, удаляемого местными отсосами Lвыт. Воздухообмен по избыткам явного тепла:

Lприт = Lвыт = 15 590 м3/ч ,

Расход воздуха при данном воздухообмене составит:

где с — плотность воздуха, принятая равной 1,2кг/м3.

кг/ч

tпр = tнт +1,0=23,7+1,0=24,70С температура приточного воздуха в теплый период года; с — теплоемкость воздуха; Gр — расчетное значение воздухообмена; Qя — явные теплопоступления в летний период.

Рассчитаем температуру удаляемого воздуха:

tв-принимается равной 27оС.

Так как температура удаляемого воздуха для теплого периода года превышает допустимую температуру (27?С), следовательно, требуется пересчитать расход приточного воздуха.

Gпр< Gр>дополнительного воздухообмена не требуется.

Определение температуры воздуха в рабочей зоне в летний период при рассчитанном воздухообмене Сначала определяется температура удаляемого воздуха tу, а далее температура в рабочей зоне и сравнивается с допустимым пределом для теплого периода года, данным в пункте 3.2 :

tу = tв + grad t*(Нпом — 2)

tрз =27- 0,4*(6−2) = 25,4 оС Полученная температура в рабочей зоне tрз =25,4оС находится в допустимом интервале температур 18−27 оС Т. к температура удаляемого воздуха превышает допустимую, то требуется дополнительный воздухообмен.

Производительность систем вентиляции:

Приток воздуха также осуществляется в приточную камеру.

В венткамере делаем по кратности.

Кратность в венткамере равна 2.

Температура не ниже 15 °C.

Lприт.кам.=180м3.

Таким образом, общий расход приточного воздуха составляет

24 404+180=24 584 м3/ч.

Определение температуры приточного воздуха в зимний период при рассчитанном воздухообмене Так как в зимний период в цехе наблюдается дефицит тепла, то целесообразно выполнить воздушное отопление, совмещенное с системой общеобменной приточной вентиляции. Требуется определить температуру приточного воздуха в зимний период.

Рециркуляция воздуха не допускается, поэтому выполняется прямоточная система воздушного отопления. Для воздушного отопления необходимо подавать приточный воздух с температурой большей температуры рабочей зоны. Определим численное значение этой температуры по формуле Определим значение температуры воздуха, который требуется подавать в помещение цеха для устранения дефицита тепла в зимний период и осуществления вентиляции.

= 24,67С температура воздуха с необходимо подавать в помещение механического цеха, для того чтобы температура воздуха в рабочей зоне была не ниже 17 С.

5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОЗМОЖНЫХ СЦЕНАРИЕВ ВОЗНИКНОВЕНИЯ И РАЗВИТИЯ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ

5.1 Краткое описание технологического процесса

Сырьем установки подготовки нефти и пластовой воды центра подготовки и сбора Южно — Хыльчуюского нефтегазового месторождения является продукция скважин Южно — Хыльчуюского нефтегазового месторождения, представляющая собой газожидкостную смесь нефти, пластовой воды, механических примесей и солей, а также попутного нефтяного газа.

Процесс подготовки нефти заключается в последовательном ступенчатом отделении её от сопутствующего газа и свободной воды в сепараторах гравитационного типа, глубоком обезвоживании и обессоливании под действием электрического поля в электродегидраторах и очистке от сероводорода в десорбционной колонне. Товарная нефть поступает на хранение в резервуарный парк, откуда через узел учета качества подается в трубопровод внешнего транспорта.

Сопутствующей продукцией установки являются:

— пластовая вода, которая после очистки подается на закачку в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления;

— попутный углеводородный газ после компримирования и очистки используется в качестве топлива для выработки электроэнергии, в качестве продувочного газа при очистке нефти от сероводорода.

Установка подготовки нефти и пластовой воды состоит из следующих технологических блоков:

блок № 1 — узел предварительного отбора газа;

блок № 2 — блок сепарации;

блок № 3 — блок предварительного сброса воды;

блок № 4 — блок нагрева нефти;

блок № 5 — блок глубокого обессоливания и обезвоживания нефти;

блок № 6 — установка очистки нефти от сероводорода;

блок № 7 — узел учёта нефти с блоком качества;

блок № 8 — установка подготовки пластовой воды;

блок № 9 — резервуарный парк;

блок № 10 — установка улавливания лёгких фракций;

блок № 11 — насосная внешнего транспорта;

блок № 12 — компрессорная станция низкого давления.

Для обеспечения функционирования основных технологических сооружений в ЦПС предусмотрены следующие вспомогательные объекты:

блок № 13 — факельные системы (высокого и низкого давления);

блок № 14 — дренажная система;

блок № 15 — реагентное хозяйство;

блок № 16 — система снабжения сжатым воздухом и азотом.

5.2 Перечень факторов и основных возможных причин, способствующих возникновению и развитию аварий

Перечень основных факторов и возможных причин, способствующих возникновению и развитию аварийных ситуаций, приведен в таблице ниже.

Таблица 5.1. — Причины и факторы, способствующие возникновению и развитию аварийных ситуаций на установке подготовки нефти и пластовой воды

5.3 Определение возможных сценариев возникновения и развития аварийных ситуаций

Анализ возможных причин возникновения аварий на аналогичных опасных объектах и свойств опасных веществ позволил выявить следующие возможные сценарии развития аварийных ситуаций на установке подготовки нефти и пластовой воды.

Сценарии аварий, приводящие к взрыву облака ТВС:

Полное (частичное) разрушение оборудования истечение опасного вещества (нефти, нефтепродукта, воспламеняющегося газа) (испарение горючей жидкости) образование облака ТВС распространение облака ТВС + источник зажигания взрыв облака ТВС, (для горючих жидкостей возможно образование пожара разлития) барическое и термическое поражение людей, сооружений и оборудования, загрязнение окружающей среды.

Сценарии аварий, приводящие к образованию пожара разлития:

Полное (частичное) разрушение оборудования истечение опасного вещества (нефти, нефтепродукта, реагента) + источник зажигания образование пожара разлития термическое поражение людей, сооружений и оборудования, загрязнение окружающей среды.

Сценарии аварий, приводящие к возгоранию внутри оборудования:

Источник зажигания внутреннее возгорание попутного нефтяного газа, паров нефтепродукта образование пожара по площади зеркала нефтепродукта с частичным или полным (эскалация) выгоранием термическое поражение людей, оборудования образование и распространение облака продуктов сгорания, загрязнение окружающей среды.

Сценарии аварий, приводящие к образованию факельного горения:

Частичное разрушение соединительного трубопровода компрессора > истечение опасного вещества (попутного нефтяного газа) + источник зажигания > образование факельного горения > термическое поражение людей, сооружений и оборудования, загрязнение окружающей среды.

Сценарии аварий, приводящие к экологическому загрязнению:

Полное (частичное) разрушение оборудования истечение опасного вещества загрязнение окружающей среды.

Название сценария формируется следующим образом:

— название сценария состоит из шести позиций — А-Б-В-Г-Д-Е;

— позиции отделяются друг от друга дефисами («-»);

— первая позиция — «сценарий» (всегда стоит «С»);

— вторая позиция — вид оборудования («ЕВ» — емкостное оборудование с избыточным давлением, «ЕА» — емкостное оборудование без избыточного давления, «РВС» — резервуары вертикальные стальные, «ТО» — теплообменные аппараты, «П» — печи, «Н» — насосы, «К» — компрессоры);

— третья позиция — вид вещества, обращающегося в оборудовании («Н» — нефть и нефтепродукт, «Р» — реагент, «Г» — попутный нефтяной газ);

— четвёртая позиция — вид разгерметизации оборудования («П» — полная, «Ч» — частичная, «Х» — без разгерметизации);

— пятая позиция — характер воспламенения («М» — мгновенное, «О» — отложенное, «В» — внутреннее, «Х» — без воспламенения);

— шестая позиция — виды аварии («В» — взрыв, «П» — пожар, «Ф» — факельное горение струи, «Э» — экологическое загрязнение);

— седьмая позиция — развитие эскалации аварии («0» — не происходит, «1» — происходит).

5.4 Определение вероятности реализации аварийных ситуаций

Любой сценарий начинается с инициирующего события (утечки различной интенсивности), которое может возникнуть с некоторой частотой. При оценке частот инициирующих событий

— проводилась статистическая оценка неполадок и аварийных случаев по видам оборудования (краткая выборка приведена в таблице ниже);

— учитывалась возможность инициирования аварии от внешних причин (удары молний, аварии на соседних объектах и др.).

Выбросы из оборудования могут произойти по следующим причинам: разрывы или нарушения герметичности, выбросы, вызванные пожарами, поломками оборудования, предумышленными или преднамеренными действиями, выбросы, происходящие в результате переполнения оборудования, включая неадекватные действия операторов, выбросы из-за отказа загрузочных устройств или неисправностей в соединительных устройствах и т. п.

Основываясь на анализе имеющейся статистической информации, а также использовании логических схем возникновения аварий (построение «деревьев отказов» и «деревьев событий») ниже представлены характерные вероятности возможных событий таблица 5.2.

Таблица 5.2 — Оценка частот выбросов для различного оборудования

Вероятность отказа систем автоматики — 1×10−6 в год. При выбросе опасного вещества в результате разгерметизации оборудования полагалось, что:

1. Вероятность возникновения источника воспламенения — 0,9.

2. Вероятность горения пролива — 0,05.

3. Вероятность образования облака ТВС на открытом пространстве будет составлять в среднем за год — 0,065 (величина зависит от температуры воздуха и скорости ветра).

4. Вероятность взрывного превращения облака (после его образования) при мгновенном воспламенении — 0,5, при отложенном — 0,1.

5. Вероятность образования факельного горения — 0,05.

С учетом вышеизложенного определены вероятности возникновения наиболее опасных и вероятных сценариев аварий в каждом технологическом блоке.

Блок № 1 «Узел предварительного отбора газа»

Частота возникновения наиболее вероятного сценария С-ЕВ-НГ-Ч-Х-Э-0 — частичная разгерметизация устройства предварительного отбора газа УПОГ-20−1 без возгорания — составляет 9,55×10−6 1/год.

Частота возникновения наиболее опасного сценария С-ЕВ-НГ-П-О-ВПЭ-0 — взрыв ТВС с возникновением пожара разлития при полной разгерметизации устройства предварительного отбора газа УПОГ-20−1 и отложенном воспламенении — составляет 5,85×10−9 1/год.

Блок № 2 «Блок сепарации»

Частота возникновения наиболее вероятного сценария С-ЕВ-НГ-Ч-Х-Э-0 — частичная разгерметизация одного из сепараторов С-20−1-1,2 без возгорания — составляет 9,55×10−6 1/год.

Частота возникновения наиболее опасного сценария С-ЕВ-НГ-П-О-ВПЭ-0 — взрыв ТВС с возникновением пожара разлития при полной разгерметизации одного из сепараторов С-20−1-1,2 и отложенном воспламенении — составляет 5,85×10−9 1/год.

Блок № 3 «Блок предварительного сброса воды»

Частота возникновения наиболее вероятного сценария С-ЕВ-НГ-Ч-Х-Э-0 — частичная разгерметизация одного из сепараторов-водоотделителей НГСВ-20−1-1−4 без возгорания — составляет 9,55×10−6 1/год.

Частота возникновения наиболее опасного сценария С-ЕВ-НГ-П-О-ВПЭ-0 — взрыв ТВС с возникновением пожара разлития при полной разгерметизации одного из сепараторов-водоотделителей НГСВ-20−1-1−4 и отложенном воспламенении — составляет 5,85×10−9 1/год.

Блок № 4 «Блок нагрева нефти»

Частота возникновения наиболее вероятного сценария С-П-Н-Ч-М-ПЭ-0 — пожар разлития при прогаре змеевика печи П-20−1-1,2 и мгновенном воспламенении — составляет 7,00×10−4 1/год.

Частота возникновения наиболее опасного сценария С-ТО-Н-П-О-ВПЭ-0 — взрыв ТВС с возникновением пожара разлития при полной разгерметизации одного из теплообменников ТО-20−1-1−3 и отложенном воспламенении — составляет 2,93×10−7 1/год.

Блок № 5 «Блок глубокого обессоливания и обезвоживания нефти»

Частота возникновения наиболее вероятного сценария С-Н-Н-Ч-Х-Э-0 — частичная разгерметизация торцевого уплотнения одного из насосов Н-20−1-1,2,3 без возгорания — составляет 4,75×10−4 1/год.

Частота возникновения наиболее опасного сценария С-ЕВ-НГ-П-О-ВПЭ-0 — взрыв ТВС с возникновением пожара разлития при полной разгерметизации одного из сепараторов-водоотделителей НГСВ-20−2-1,2 и отложенном воспламенении — составляет 5,85×10−9 1/год.

Блок № 6 «Установка очистки нефти от сероводорода»

Частота возникновения наиболее вероятного сценария С-Н-Н-Ч-Х-Э-0 — частичная разгерметизация торцевого уплотнения одного из насосов Н-31−5-1−4 без возгорания — составляет 4,75×10−4 1/год.

Частота возникновения наиболее опасного сценария С-Н-Н-П-О-ВПЭ-0 — взрыв ТВС с возникновением пожара разлития при полной разгерметизации соединительного трубопровода одного из насосов Н-31−5-1−4 и отложенном воспламенении — составляет 5,85×10−7 1/год.

Блок № 7 «Узел учета нефти с блоком качества»

Частота возникновения наиболее вероятного сценария С-ЕВ-НГ-Х-В-ПЭ-0 — внутреннее возгорание одной из дренажных емкостей Е-32−10, Е-32−13 с частичным выгоранием нефти — составляет 8,00×10−5 1/год.

Частота возникновения наиболее опасного сценария С-ЕВ-НГ-Х-В-ПЭ-1 — внутреннее возгорание одной из дренажных емкостей Е-32−10, Е-32−13 с полным выгоранием нефти — составляет 2,00×10−5 1/год.

Блок № 8 «Установка подготовки пластовой воды»

Частота возникновения наиболее вероятного сценария С-Н-Н-Ч-Х-Э-0 — частичная разгерметизация торцевого уплотнения одного из насосов Н-46−1-1,2,3 без возгорания — составляет 5,00×10−4 1/год.

Частота возникновения наиболее опасного сценария С-РВС-НГ-П-М-ВПЭ-0 — взрыв ТВС с возникновением пожара разлития при полной разгерметизации одного из резервуаров Р-46−1-1,2 и мгновенном воспламенении — составляет 2,93×10−6 1/год.

Блок № 9 «Резервуарный парк»

Частота возникновения наиболее вероятного сценария С-РВС-НГ-Ч-Х-Э-0 — частичная разгерметизация одного из резервуаров Р-27−1,2 без возгорания — составляет 9,49×10−5 1/год.

Частота возникновения наиболее опасного сценария С-РВС-НГ-П-О-ВПЭ-0 — взрыв ТВС с возникновением пожара разлития при полной разгерметизации одного из резервуаров Р-27−1,2 и отложенном воспламенении — составляет 5,85×10−8 1/год.

Блок № 10 «Установка улавливания легких фракций»

Частота возникновения наиболее вероятного сценария С-Н-Н-Ч-Х-Э-0 — частичная разгерметизация торцевого уплотнения насоса Н-44−1 без возгорания — составляет 4,75×10−4 1/год.

Частота возникновения наиболее опасного сценария С-К-Г-П-М-ВЭ-0 — взрыв ТВС при полной разгерметизации соединительного трубопровода одного из компрессоров КМ-44−1,2 и мгновенном воспламенении — составляет 2,93×10−6 1/год.

Блок № 11 «Насосная внешнего транспорта»

Частота возникновения наиболее вероятного сценария С-Н-Н-Ч-Х-Э-0 — частичная разгерметизация торцевого уплотнения одного из насосов Н-30−4-1,2,3 без возгорания — составляет 4,75×10−4 1/год.

Частота возникновения наиболее опасного сценария С-Н-Н-П-О-ВПЭ-0 — взрыв ТВС с возникновением пожара разлития при полной разгерметизации соединительного трубопровода одного из насосов Н-30−4-1,2,3 и отложенном воспламенении — составляет 5,85×10−7 1/год.

Блок № 12 «Компрессорная станция низкого давления»

Частота возникновения наиболее вероятного сценария С-К-Г-Ч-Х-Э-0 — частичная разгерметизация торцевого уплотнения одного из компрессоров КУ-33−1-4 без возгорания — составляет 4,63×10−4 1/год.

Частота возникновения наиболее опасного сценария С-К-Г-П-М-ВЭ-0 — взрыв ТВС при полной разгерметизации соединительного трубопровода одного из компрессоров КУ-33−1-4 и мгновенном воспламенении — составляет 2,93×10−6 1/год.

Блок № 13 «Факельные системы»

Частота возникновения наиболее вероятного сценария С-ЕВ-НГ-Ч-Х-Э-0 — частичная разгерметизация одного из сепараторов Сф-38−1, Сф-40−2 без возгорания — составляет 9,55×10−6 1/год.

Частота возникновения наиболее опасного сценария С-ЕВ-НГ-П-О-ВПЭ-0 — взрыв ТВС с возникновением пожара разлития при полной разгерметизации сепаратора Сф-40−2 и отложенном воспламенении — составляет 5,85×10−9 1/год.

Блок № 14 «Дренажная система»

Частота возникновения наиболее вероятного сценария С-ЕВ-НГ-Х-В-ПЭ-0 — внутреннее возгорание одной из дренажных емкостей Е-20−2, Е-20−3, Е-20−4, Еф-20−4, Е-20−5, Е-23−1, Е-27−6, Е-27−11, Е-30−8 с частичным выгоранием нефти — составляет 8,00×10−5 1/год.

Частота возникновения наиболее опасного сценария С-ЕВ-НГ-Х-В-ПЭ-1 — внутреннее возгорание одной из дренажных емкостей Е-20−3, Е-20−4, Е-30−8 с полным выгоранием нефти — составляет 2,00×10−5 1/год.

Блок № 15 «Реагентное хозяйство»

Частота возникновения наиболее вероятного сценария С-Н-Р-Ч-Х-Э-0 — частичная разгерметизация торцевого уплотнения одного из шестеренных насосов без возгорания — составляет 1,43×10−4 1/год.

Частота возникновения наиболее опасного сценария С-ЕА-Р-П-М-ПЭ-0 — пожар разлития при полной разгерметизации емкости с нейтрализатором сероводорода НSW82677 и мгновенном воспламенении — составляет 4,50×10−7 1/год.

Блок № 16 «Система снабжения сжатым воздухом и азотом» в расчетах не рассматривается, поскольку не является взрывопожароопасным.

5.5 Количество опасных веществ, участвующих в создании поражающих факторов для наиболее опасных и вероятных сценариев аварийных ситуаций

Определение количества опасных веществ, участвующих в аварии, проводилось при расчете последствий для каждого сценария в соответствии с рекомендациями используемых методик.

Используемые предположения и допущения:

1. Площадь разлившейся по подстилающей поверхности горючей жидкости, в случае отсутствия обвалования, принимается в соответствии с требованиями НПБ 105−03.

2. В пожаре разлития участвует вся масса разлившегося опасного вещества.

3. При расчете массы вещества в облаке ТВС полагалось, что интенсивность испарения зависит от параметров вещества и окружающей среды следующим образом (ГОСТ Р 12.3.047−98):

где S — площадь разлития, М — молярная масса, рн — давление насыщенных паров, Т — продолжительность поступления паров легковоспламеняющихся и горючих жидкостей в окружающее пространство. При расчете время испарения полагалось не более 3600 с (НПБ 105−03).

4. Во взрыве принимает участие 10% от массы сформировавшегося облака ТВС в случае взрыва на открытом пространстве, и 30−50% в случае взрыва в замкнутых объемах (в соответствии с требованиями ПБ 09−540 — 03).

5. При разгерметизации емкостного и теплообменного оборудования полагалось, что количество вышедшего опасного вещества складывается из количества в аварийном аппарате и количества, которое выйдет до полной остановки насосов и перекрытия задвижек;

6. Количество вещества, вышедшего из соединительного трубопровода насоса (компрессора) рассчитывалось исходя из следующего:

— при полной разгерметизации принималось количество, которое выйдет до полной остановки насосов (компрессоров) и перекрытия задвижек;

— при частичной разгерметизации количество вышедшего опасного вещества равно 2% от объема перекачки за одни сутки.

Перечень наиболее опасных аварий и количества опасного вещества, участвующего в аварии и в создании поражающих факторов, приведены в приложении А.

5.6 Размеры зон действия поражающих факторов

В качестве поражающих факторов рассматривались:

— воздушная ударная волна;

— тепловое излучение.

В качестве зон поражающих факторов принимались:

— для воздушной ударной волны — круг с центром в месте воспламенения облака ТВС, утечки, радиус которого (круга) определяется типом и массой вещества, типом взрывного превращения;

— для теплового излучения горящих разлитий — зона определяется возможностью растекания жидкости, обычно зоной является либо прямоугольник, либо круг, размеры которых определяются массой вещества, площадью разлития (в случае разлития в помещении — свободной площадью помещения, в обваловании — площадью обвалования, внутреннего возгорания — площадью зеркала нефтепродукта), характеристиками несущей конструкции.

При определении гуманитарных (людских) потерь в результате воздействия на людей избыточного давления взрыва принимаются за основу:

— критерии опасного воздействия избыточного давления взрыва на людей, находящихся на открытой местности;

— критерии опасного воздействия избыточного давления взрыва на здания и сооружения.

Для оценки числа пострадавших на открытой местности от ВУВ принимаются значения, приведенные в таблице 5.3.

Таблица 5.3. — Характеристики поражения людей от воздушной ударной волны

Структура человеческих потерь на открытой местности (в %) приведена в таблице 5.4.

Таблица 5.4 — Структура человеческих потерь на открытой местности

Для оценки количества разрушений зданий от воздушной ударной волны принимаются значения, приведенные в таблице 5.5.

Таблица 5.5 — Оценка воздействия ударной волны на элементы зданий и человека

Структура людских потерь в разрушенных зданиях (в %) приведена в таблице5.6.

Таблица 5.6 — Структура людских потерь в разрушенных зданиях (%)

В случае нахождения людей в момент внешнего взрыва в зданиях, их поражение может наступить от механического воздействия за счет обрушения перекрытий, стен и т. п. уже при давлениях от 30 до 50 кПа.

Для определения радиусов зон поражения использовался метод, который состоит в численном решении уравнения:

причем константы k, P*, I* зависят от характера зоны поражения и определяются из таблицы 5.7.

Таблица 5.71 — Константы для определения радиуса зон поражения при взрывах ТВС

Для оценки количества разрушений зданий от воздействия на них теплового излучения при пожаре разлития принимаются значения, приведенные в нижеследующих таблицах5.8 и 5.9.

Таблица 5.8. — Оценка характера повреждений зданий

Таблица 5.9 — Оценка характера повреждения конструктивных материалов

При определении степени поражения людей от воздействия на них теплового излучения при пожаре разлития или горения паро-воздушных смесей за основу принимаются критерии (значения интенсивности излучения), приведенные в таблице 5.10.

Таблица 5.10 — Характер воздействия теплового излучения на человека

Предельно допустимые дозы теплового излучения при воздействии на человека приведены в таблице 5.11.

Таблица 5.11. — Предельно допустимые дозы теплового излучения при воздействии на человека

Структура человеческих потерь на открытой местности (в %) приведена в таблице 5.12., смертельное поражение (летальный исход) получают люди, находящиеся в непосредственном контакте с огнем, т. е. в пределах пожара (вспышки). Размер этой зоны принимается равным зоне разлива.

Таблица 5.12- Структура людских потерь

6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1 Затраты на охрану труда и промышленную безопасность В ООО «Нарьянмарнефтегаз» выполняются мероприятия по «Программе промышленной безопасности, улучшения условий и охраны труда, предупреждений и ликвидации чрезвычайных ситуаций в организациях Группы „ЛУКОЙЛ“ на 2011;2015 г. г.»

Затраты на охрану труда и промышленную безопасность в 2005;2011 г. г. приведены в таблице 4.1.

Таблица 5.1 — Затраты на охрану труда и промышленную безопасность в 2005;2011 г. г.

В ООО «Нарьянмарнефтегаз» в соответствие с требованиями руководящих документов по промышленной безопасности осуществляется производственный контроль за состоянием промышленной безопасности на объектах Общества.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Улучшение условий и повышение безопасности труда на производстве являются важнейшей социально-экономической задачей развития предприятия и всей страны.

Основными причинами возникновения аварий на производственных объектах являются:

— Разрыв промышленного оборудования при превышении расчетного давления, порыв технологических и межпромысловых трубопроводов;

— Разрушение аппаратов в результате их разгерметизации от внутренней и внешней коррозии, при несвоевременных или некачественных испытаниях и переосвидетельствованию сосудов и аппаратов;

— Несвоевременное проведение регламентных работ;

— Нефтяных, газовых проявлений при эксплуатации скважин, а так же выбросы нефти и газа из скважин при бурении.

На предприятии ООО «Нарьянмарнефтегаз» степень износа основных производственных фондов незначительная, поэтому развитие коррозии, повышенный износ и старение материалов являются маловероятными причинами возможного возникновения аварийных ситуаций.

Периодически проводится диагностика и контроль за состоянием оборудования и трубопроводов. Особое внимание уделяется контролю за технологическими параметрами производственных и инженерно-геологических процессов.

В 2011 году на эксплуатирующихся опасных производственных объектах ООО «Нарьянмарнефтегаз» пожаров не зарегистрировано.

Основное внимание уделяется профилактическим мероприятиям в области пожарной безопасности.

Система обнаружения утечек построена на регистрации импульса давления при возникновении утечки. При использовании данной системы обнаружения утечек на межпромысловом трубопроводе позволяет:

— сократить время от момента возникновения утечек до остановки перекачки;

— сократить время ликвидации утечки за счет точного указания места разрыва;

— снизить вероятность ошибок управления за счет автоматизации функций контроля и состояния нефтепровода.

Благородя внедрению на опасных производственных объектах ООО «Нарьянмарнефтегаз» современных автоматизированными системами контроля безопасности производственной деятельности по добыче и транспортировке нефти по трубопроводным системам позволяет снизить объемы аварийных разливов нефти при чрезвычайной ситуации природного и техногенного характера.

Внедрение на опасных производственных объектов передовых технологий по обнаружению и тушению пожаров. Создание на договорной основе противопожарных формирований по организации мероприятий по предупреждению и тушению пожаров на производственных объектах организаций Группы «ЛУКОЙЛ». Актуализация программ по обеспечению пожарной безопасности на производственных объектах организации Группы «ЛУКОЙЛ».

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Бережной С. А., Романов В. В., Седов Ю. И. Безопасность жизнедеятельности.- Тверь: ТГТУ, 1996.

2. Практикум по безопасности жизнедеятельности / С. А. Бережной, Ю. И. Седов, Н. С. Любимова и др.; Под ред. С. А. Бережного. — Тверь: ТГТУ, 1997.

3. Сборник типовых расчетов и заданий по экологии / Под ред. С. А. Бережного. — Тверь: ТГТУ, 1999.

4. Справочная книга для проектирования электрического освещения/ Под ред. Г. М. Кнорринга.- Л.: Энергия, 1976.

5. Справочная книга по светотехнике / Под ред. Ю. Б. Айзенберга. М.: Энергоатомиздат, 1983.

6. СНиП II-4−79. Естественное и искусственное освещение.- М.: Стройиздат, 1980 (с изменением от 4.12.85 за № 205).

7. СанПиН 2.2.2.542−96. Гигиенические требования к видеодисплейным терминалам, ПЭВМ и организации работы. — М.: НИЦ Госкомсанипидемнадзора РФ, 1996.

8. ГОСТ 21.614−88. Изображения условные графические электрооборудования и проводок на плане.

9. ГОСТ 21.107−78*. Условные изображения элементов зданий, соору жений и конструкций.

10. Межотраслевые рекомендации по разработке рациональных режимов труда и отдыха. — М. Экономика, 1975.

11. Методические указания (специальность «Безопасность технологических процессов и производств»).- «КНИТУ» Казань 2011 г.

12. Учебное пособие выпускные квалификационные работы. — Составители: Л. М. Останин, С. Ш. Останина, М. А. Сучков.- «КНИТУ» Казань 2011 г.

13. www.nmng.ru — официальный сайт ООО «Нарьянмарнефтегаз»

14.Анализ деятельности ООО «Нарьянмарнефтегаз» за 2011 г. Составители: отдел по ОТ ПБ и ООС. г. Нарьян-мар 2011 г.

15. ПБ 08−624−03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»

16. Технологический регламент «Установки подготовки нефти и пластовой воды ЦПС Южно-Хыльчуюского нефтегазового месторождения», ТР-УПН УППВ-08, утвержденный 14.04.2008 г.

17. Методика «Анализ дерева неполадок», Стандарт МЭК, 1990 г.

18. Методика «Анализ видов, последствий и критичности отказов. Основные положения», ГОСТ Р 27.310−93.

19. Методика оценки последствий аварийных взрывов топливно-воздушных смесей", РД 03−409−01, НТЦ «Промышленная безопасность».

20. Маршал В. М. «Основные опасности химических производств». Пер. С англ. — М. Мир, 1982.

21. Справочник «Вредные вещества в промышленности» Т.1, 2, 3, Л.: Химия, 1976 г.

22. Интернет ресурс, «ДИПЛОМНЫЙ СОВЕТНИК» http://diplomadviser.info

23. Мурзакаев Ф. Г. Химизация нефтегазодобывающей промышленности и охрана окружающей среды./ - М. 1999. С.35

24. Хаустов А. П., Редина М. М. Охрана окружающей среды при добыче нефти. — М. Изд. «Дело». 2006. С.41