Что такое авария на МН? Инцидент? Основные причины аварий на МН

1. Аварий на магистральном нефтепроводе считается внезапный вылив или истечение нефти (утечки) в результате полного разрушения или повреждения нефтепровода, его элементов, резервуаров, оборудования и устройств, сопровождаемые одним или несколькими из следующих событий:

1) Смертельным травматизмом людей;

2) Травмированием людей с потерей трудоспособности;

3) Воспламенением нефти или взрывом ее паров;

Загрязнением рек, водоемов и водотоков сверх пределов, установленных стандартом на качество воды;

Утечками нефти объемом 10 м3 и более

2. Инцидент на объектах МН – это:

1) отказ или повреждение оборудования или технических устройств на объектах МН;

2) отклонения от режима технологического процесса перекачки нефти;

3) нарушения законодательных и правовых актов РФ и нормативных документов,

устанавливающих правила ведения работ на объектах МН, которые могут

сопровождаться утечками нефти объемом менее 10 м3 без воспламенения нефти или

взрыва ее паров, без загрязнения водотоков.

3. Основные причины аварий на МН:

1) брак при строительстве (гофры, вмятины, некачественная сварка монтажных стыков,

и т.д.)

2) брак при изготовлении труб на заводе (расслоение металла, шлаковые включения,

некачественная сварка продольных швов);

3) коррозионные повреждения стенки труб;

4) внутренняя коррозия стенки трубы в результате воздействия синоманской воды,

механических примесей;

5) нарушения технологических режимов перекачки нефти (гидроудар, попадание

высокого давления на трубопроводы с низкосерийным оборудованием).

1. Порядок расследования аварий и повреждений на магистральном трубопроводе.

Расследование аварий проводится в рамках производственногоэкологического контроля специальными комиссиями, в состав которых вобязательном порядке входят представители экологических служб ДАО ОАО"АК "Транснефть".Расследование аварий осуществляется в соответствии сдействующим законодательством, федеральными нормативными и методическими документами, государственными и международнымистандартами в области охраны окружающей природной среды, настоящимРегламентом и другими нормативными документами, составляющими сериюрегламентов "Природопользование, охрана окружающей среды,экологическая безопасность" Открытого акционерного общества "АК"Транснефть". При составлении и подписании актов, а также иныхнормоопределяемых действиях, проводится уведомление страховойкомпании.Члены комиссии выезжают на место аварии и приступают кустановлению факта аварии и величины вредного воздействия наокружающую природную среду в течение 6 часов с момента полученияинформации об аварии.Первичным документом, создаваемым членами комиссии дляфиксации факта аварии и величины вредного воздействия на окружающуюприродную среду, является протокол о нарушении природоохранительногозаконодательства Российской Федерации.В указанном протоколе должны содержаться следующие основныесведения:

- время и место аварии;

- вид аварии согласно РД 153-39.4-056-00 "Правила технической

эксплуатации магистральных нефтепроводов";

- время проведения обследования;

- лицо или лица, составившие протокол;

- реквизиты юридического или физического лица, виновного в

аварии;

- характер аварии и ее последствия (воздействие на окружающую

среду, выбросы, сбросы, размещение отходов и т.д.);

- краткая оценка состояния окружающей среды, вида, размера и

продолжительности воздействия на природные среды (загрязнение воздуха,

вод, почвы, повреждение или гибель представителей растительного и

животного мира, людей) в месте нанесения вреда и его проявления;

- статьи законодательных актов и пункты нормативных документов,

нарушение которых констатируется при обследовании;

- сведения о сборе доказательств (отбор проб, выполнение

измерений и т.п.) в процессе первоначального обследования;

- оперативные меры, принятые для ликвидации последствий аварии,

используемые для этих целей средства.

В протоколе могут быть приведены как точные, так и

предварительные сведения о размерах воздействия на окружающую среду.

Содержание протокола конкретизируется в зависимости от вида

воздействия на окружающую среду с учетом требований и рекомендаций

нормативно-методических документов, утвержденных или разрешенных к

применению государственными природоохранными органами.Результаты обследования, зафиксированные в протоколе,

подтверждаются подписями всех участников обследования. В случае

несогласия с какими-либо обстоятельствами, указанными в протоколе,

каждый из них вправе изложить особое мнение.

2. Работы, выполняемые при текущем ремонте запорной арматуры.

Технология ремонта запорной арматуры зависит от конструкции уплотнительных пар. Из двух деталей пары одна неподвижная и закреплена в корпусе арматуры, другая соединена со шпинделем и перемещается с ним. На некоторой арматуре (кранах, задвижках) специальной неподвижной детали нет, ее заменяет корпус, в котором имеются обработанные приливы, служащие поверхностями уплотнения. Наиболее ответственной и трудоемкой операцией является ремонт задвижек. В случае износа этих поверхностей их наплавляют электросваркой и обрабатывают на токарном или расточном станках до первоначальных размеров. Для наплавки можно применять специальную установку, выпускаемую на базе сварочного аппарата. На этом же устройстве можно производить наплавку клиньев задвижек. Наплавку производят под слоем флюса.

Подвижными деталями запирающей пары являются: клин (в клиновых задвижках), плашки (в параллельных задвижках), клапан (в вентилях, предохранительных и обратных клапанах), пробка (в кранах). Системы работы и конструктивные исполнения их различны, поэтому различны и способы ремонта такой арматуры. Общей для них является необходимость в операции притирки — заключительной операции, в результате которой достигается надлежащая плотность в поверхностях сопряжения запирающей пары.

Клин ремонтируют в зависимости от степени износа его уплотнительных поверхностей: если поверхности можно восстановить шлифовкой на небольшую глубину, их шлифуют на горизонтально-шлифовальном станке. Восстанавливать поверхность клина снятием стружки на большую глубину нельзя: это может привести к нарушению посадки его в рабочем положении. Если есть необходимость, поверхности обтачивают под элект­роплавку и наплавляют, после чего производят чистовую обработку на токарном станке.

Плашки параллельных задвижек, как правило, изготавливаются чугунными; их уплотняющие поверхности выполнены на кольцевых приливах. При ремонте задвижек эти поверхности по причине износа можно обработать на станке на небольшую глубину с тем, чтобы ход распирающего клина был достаточен для надежного запирания задвижки. В противном случае плашки не прижмутся к уплотнительным поверхностям корпуса, и герметичность не будет обеспечена.

Запирающим органом вентиля является клапан (золотник), который своей уплотняющей поверхностью садится на седло и затем прижимается к нему посредством вращения шпинделя. Клапан может быть цельным и составным. В последнем случае он состоит из собственно клапана и съемного уплотнительного кольца. В отличие от клина и плашек задвижек подъем клапана при регулировании потоков невелик и не превосходит четверти диаметра свободного прохода вентиля. Ремонт пары седло — золотник у предохранительного клапана практически ничем не отличается от ремонта такой же пары у вентилей, хотя по конструктивному исполнению эти пары несколько отличаются друг от друга. Некоторые специфические особенности имеет ремонт редукционных клапанов, которые занимают промежуточное положение между вентилями и задвижками с коническим запирающим органом.

Ремонт подъемного клапана аналогичен ремонту вентиля. Особенность поворотного клапана состоит в том, что запирающий орган — клапан — соединен с поворотным рычагом, обеспечивающим его движение по дуге окружности. Исходя из этого, при ремонте поворотного клапана обязательно следует проверить состояние рычага и оси, на которой он установлен. Рычаг должен быть свободным, но обеспечивать правильную посадку клапана на седло корпуса. После ремонта запорной арматуры необходимо произвести ее испытание перед вводом в эксплуатацию. Исптыния проводятся на прочность и плотность материала корпусных деталей, на герметичность затвора и на герметичность относительно внешней среды.

После освобождения трубопровода от перекачиваемого нефтепродукта, вырезки дефектной арматуры или катушки до выполнения огневых и сварочно-монтажных работ внутренняя полость трубопровода должна быть перекрыта.

3. Установка герметизатора «Кайман» в полость трубопровода.

Внутренняя полость трубопровода линейной части магистральных трубопроводов Ду 400 мм и более должна перекрываться герметизаторами из резинокордной оболочки типа "Кайман" и пневматическими заглушающими устройствами (ПЗУ).

Герметизаторы "Кайман" предназначены для временного перекрытия внутренней полости трубопровода, опорожненного от нефти, нефтепродуктов или газа с целью предотвращения выхода горючих газов при ремонтно-восстановительных работах, выполняемых методом вырезки катушки (рис. 4.13). Установка герметизаторов осуществляется через открытые концы трубы после вырезки арматуры, катушки или дефектного участка трубопровода.

Герметизаторы удаляются с места проведения ремонтных работ после их окончания потоком перекачиваемого нефтепродукта до камер приема-пуска СОД, которые используются для приема герметизаторов.

С целью гарантированного определения местоположения герметизаторов "Кайман" при движении их по трубопроводу, после завершения ремонтных работ и заполнения трубопровода, каждый герметизатор должен быть оснащен трансмиттером.

4. Средства коллективной защиты при работе в ремонтном котловане.

1. Средства коллективной защиты

1.1. К средствам нормализации воздушной среды производственных помещений и рабочих мест относятся устройства для:

поддержания нормируемой величины барометрического давления;

вентиляции и очистки воздуха;

кондиционирования воздуха;

локализации вредных факторов;

отопления;

автоматического контроля и сигнализации;

дезодорации воздуха.

1.2. К средствам нормализации освещения производственных помещений и рабочих мест относятся:

источники света;

осветительные приборы;

световые проемы;

светозащитные устройства;

светофильтры.

1.3. К средствам защиты от повышенного уровня ионизирующих излучений относятся:

оградительные устройства;

предупредительные устройства;

герметизирующие устройства;

защитные покрытия;

устройства улавливания и очистки воздуха и жидкостей;

средства дезактивации;

устройства автоматического контроля;

устройства дистанционного управления;

средства защиты при транспортировании и временном хранении радиоактивных веществ;

знаки безопасности;

емкости радиоактивных отходов.

1.4. К средствам защиты от повышенного уровня инфракрасных излучений относятся устройства:

оградительные;

герметизирующие;

теплоизолирующие;

вентиляционные;

автоматического контроля и сигнализации;

дистанционного управления;

знаки безопасности.

1.5. К средствам защиты от повышенного или пониженного уровня ультрафиолетовых излучений относятся устройства:

оградительные;

для вентиляции воздуха;

автоматического контроля и сигнализации;

дистанционного управления;

знаки безопасности.

1.6. К средствам защиты от повышенного уровня электромагнитных излучений относятся:

оградительные устройства;

защитные покрытия;

герметизирующие устройства;

устройства автоматического контроля и сигнализации;

устройства дистанционного управления;

знаки безопасности.

1.7. К средствам защиты от повышенной напряженности магнитных и электрических полей относятся:

оградительные устройства;

защитные заземления;

изолирующие устройства и покрытия;

знаки безопасности.

1.8. К средствам защиты от повышенного уровня лазерного излучения относятся:

оградительные устройства;

предохранительные устройства;

устройства автоматического контроля и сигнализации;

устройства дистанционного управления;

знаки безопасности.

1.9. К средствам защиты от повышенного уровня шума относятся устройства:

оградительные;

звукоизолирующие, звукопоглощающие;

глушители шума;

автоматического контроля и сигнализации;

дистанционного управления.

1.10. К средствам защиты от повышенного уровня вибрации относятся устройства:

оградительные;

виброизолирующие, виброгасящие и вибропоглощающие;

автоматического контроля и сигнализации;

дистанционного управления.

1.11. К средствам защиты от повышенного уровня ультразвука относятся устройства:

оградительные;

звукоизолирующие, звукопоглощающие;

автоматического контроля и сигнализации;

дистанционного управления.

1.12. К средствам защиты от повышенного уровня инфразвуковых колебаний относятся:

оградительные устройства;

знаки безопасности.

1.13. К средствам защиты от поражения электрическим током относятся:

оградительные устройства;

устройства автоматического контроля и сигнализации;

изолирующие устройства и покрытия;

устройства защитного заземления и зануления;

устройства автоматического отключения;

устройства выравнивания потенциалов и понижения напряжения;

устройства дистанционного управления;

предохранительные устройства;

молниеотводы и разрядники;

знаки безопасности.

1.14. К средствам защиты от повышенного уровня статического электричества относятся:

заземляющие устройства;

нейтрализаторы;

увлажняющие устройства;

антиэлектростатические вещества;

экранирующие устройства.

1.15. К средствам защиты от пониженных или повышенных температур поверхностей оборудования, материалов и заготовок относятся устройства:

оградительные;

автоматического контроля и сигнализации;

термоизолирующие;

дистанционного управления.

1.16. К средствам защиты от повышенных или пониженных температур воздуха и температурных перепадов относятся устройства:

оградительные;

автоматического контроля и сигнализации;

термоизолирующие;

дистанционного управления;

для радиационного обогрева и охлаждения.

1.17. К средствам защиты от воздействия механических факторов относятся устройства:

оградительные;

автоматического контроля и сигнализации;

предохранительные;

дистанционного управления;

тормозные;

знаки безопасности.

1.18. К средствам защиты от воздействия химических факторов относятся устройства:

оградительные;

автоматического контроля и сигнализации;

герметизирующие;

для вентиляции и очистки воздуха;

для удаления токсичных веществ;

дистанционного управления;

знаки безопасности.

1.19. К средствам защиты от воздействия биологических факторов относятся:

оборудование и препараты для дезинфекции, дезинсекции, стерилизации, дератизации;

оградительные устройства;

герметизирующие устройства;

устройства для вентиляции и очистки воздуха;

знаки безопасности.

1.20. К средствам защиты от падения с высоты относятся:

ограждения;

защитные сетки;

знаки безопасности.

5. Виды и сроки проведения инструктажей на рабочем месте.

ОТВЕТ: (СОРОТ – Система организации работ по охране труда и пром. безопасности на нефтепроводном транспорте.п. 7.2.)

1. Обучение работников безопасным методам работ осуществляется независимо от

характера, сложности и степени опасности производства, а также от стажа работы,

образования и квалификации работников:

1) при подготовке и повышении квалификации (при курсовой, групповой и

индивидуальной формах обучения);

2) обязательным проведением всех видов инструктажей (вводный, на рабочем

месте – первичных, периодических, внеочередных и разовых);

3) практическим обучением на рабочем месте (стажировкой) перед допуском к

самостоятельной работе.

2. Инструктажи работников по назначению и времени проведения подразделяются на:

1) вводный инструктаж;

2) инструктаж на рабочем месте.

3. Вводный инструктаж проводится:

1) со всеми поступающими на временную или постоянную работу;

2) командированными для работы в данной организации;

3) учащимися и студентами, прибывшими на производственное обучение или практику;

4) другими лицами, допускаемыми на территорию организации или производственные цеха для проведения работ.

4. Вводный инструктаж проводится с целью:

1) ознакомление работников с общими правилами и нормами безопасности;

2) основными положениями трудового законодательства;

3) правилами внутреннего трудового распорядка;

4) правилами поведения на территории и в цехах;

5) характеристиками опасных и вредных производственных факторов.

5. Вводный инструктаж проводится по утвержденной программе.

6. Инструктаж на рабочем месте проводится с целью ознакомления исполнителя

(рабочего):

1) с характером и особенностями производственного процесса;

2) технологического оборудования, машин и механизмов, рабочих схем;

с их основными обязанностями и правилами безопасных приемов работ, включая

подготовку, производство и завершение работ;

3) по применению инструментов и оснастки;

4) с защитными средствами;

5) о возможных проявлениях опасных факторов и последствиях ошибочных действий работника;

6) требованиям пожарной безопасности;

7) способами оказания первой доврачебной помощи пострадавшим при несчастных случаях.

7. Инструктаж на рабочем месте по назначению и времени проведения подразделяются на:

1) первичный;

2) периодический (повторный);

3) Внеочередной инструктаж;

4) разовый (текущий);

5) целевой.

8. Первичный инструктаж проводится на рабочем месте перед допуском к

самостоятельной работе или при изменении производственных условий.

9. Периодический (повторный) инструктаж проводится для углубления и закрепления

знаний требованиям безопасности.

10. Внеочередной инструктаж рабочих проводится:

1) при изменениях технологических режимов, схем, конструкции оборудования, изменение условия труда;

2) по результатам обстоятельств и причин несчастных случаев или аварий4

3) при перерывах в работе более чем 60 календарных дней;

4) при выявлении нарушений правилам безопасности и инструкций;

5) при введении новых правил, инструкций, стандартов;

6) при получение рабочим задания на выполнение разовых работ не входящих в круг его обязанностей, или работ в условиях повышенной опасности (работы выполняемые по нарядам-допускам), при переводе на другую работу.

12. Разовый инструктаж - перед выполнением разовых работ не относящих к

постоянным видам работ.

13. Целевой инструктаж – для выполнения конкретных работ – например перед началом

огневых, газоопасных работ и работ повышенной опасности.

14. Все виды инструктажей проводятся в соответствии с утвержденными

Программами.

15. Периодический инструктаж проводится через каждый три месяца со всеми

рабочими.

16. Проведения вводного инструктажа оформляется в «Журнале регистрации вводных

инструктажей».

17. Проведение инструктажей на рабочем месте оформляется в «Журнале регистрации

инструктажей персонала на рабочем месте».

18. Допуск к самостоятельной работе осуществляется после:

1) производственного обучения по программе;

2) прохождения инструктажей;

3) проверки знаний работником правил охраны труда и промышленной безопасности.

19. Периодическая проверка знаний проводится:

1) для исполнителей (рабочих) – ежегодно;

2) для ИТР – один раз в 3 года

Билет № 18

1.Основные задачи, возлагаемые на линейную эксплуатационную службу (ЛЭС). Объём работ при ТО ЛЧ МН

Выполнение необходимого комплекса в профилактических мероприятиях обеспечивающих сохранность и работоспособность оборудования и сооружений линейной части МН, подготовка участков магистральных и технологичных частей нефтепровода, оборудования и сооружения лин. части и НПС к проведению ремонтных работ, контроль за тех. состоянием объектов лин. части МН. Организация и проведение тех. обслуживания, тех. ремонта указанных объектов, своевременное формирование заявок на проведение работ подрядными организациями и центральных рем. служб. Разработка перспектив и текущих планов работ ЛЭС и отчетность по их выполнению, содержание ЛЧ и НПС в соответствии с требованием норм и правил. Плановое обследование трассы, а так при аварийных ситуациях, из за снижения давления вызванного не технологическими причинами а так же при выходе нефти.

Объем работ ЛЧМН. Обслуживание трубопровода с отводами, лупингами и резервными нитками, запорной арматуры и обратные затворы, включая входные и выходные задвижки НПС, подводные переходы через водные переходы, узлы КППСОД, опознавательные предупредительные запрещающие знаки. А так же линейные колодцы, датчики отбора давления, манометрические узлы, вантузы, площадки обслуживания награждения обвалования, защитные противопожарные и противоэрозионные сооружения, вдоль трассовые и подъездные дороги, переходы через нефтепровод, верт. площадки, блок посты и дома обходчиков и стационарные боковые заграждения.

2.Работы, выполняемые при техническом обслуживании запорной арматуры. Периодичность ТО

ТО-1 визуальная проверка герметичности относительно внешней среды, проверка фланцевого соединения(протечки не допускаются) проверка сальникого уплатнения, проверка параллельности фланцев(корпус, крышка), чистка наружных поверхностей, устранение подтеков, контроль наличия смазки в редукторе электропровода, проверка степени открытости закрытости задвижки на 100% по высоте шпинделя, визуальная проверка состояние электропривода, проверка принятия и герметичности защитного кожуха шпинделя, сброс избыточного давления из корпуса задвижки при t>+30, контроль герметичности затвора шиберной задвижки производится через дринажный трубопровод и совмещается с проведением ТО.

ТО-1 для 50-250мм 1 раз в 3 месяца

для 300- 1200 мм 1 раз в месяц

ТО-1 обратных затворов 1 раз в 3 месяца.

ТО-2 сезонное обслуживание 2 раза в год, осенью, при подготовке трубопровода к осеннее зимнему периоду и весной перед наступлением паводка. Все работы ТО-1, а так же проверка на полное откр, закр, затвора задвижки в местном режиме управления, проверка срабатывания конечных выкл и их ревизия, проверка плавности перемещения всех подвижных частей в задвижке, замена смазки в редукторе электропривода, осенью на зимнею, весной на летнею, проверка защиты электродвигателя от перегрузок и перекоса фаз, проверка на полное откр и закр задвижки в режиме телеуправления, проверка резьбы шпинделя на отстутствие повреждений, проверка прямолинейности выдвижной части шпинделя, удаление воды из под шиберного пространства через дренажный трубопровод, проверка и слив конденсата из защитной стойки шпинделя.

3.Испытание на прочность и проверка на герметичность участка нефтепровода после капитального ремонта с заменой труб

Работы по испытанию трубопроводов следует выполнять после вывода персонала и основной техники из опасной зоны (опасная зона – 100 м.)

Испытание на прочность и проверка на герметичность проводится после полной готовности всего участка:

1) установки арматуры и приборов;

2) приварки катодных выводов;

3) засыпки минеральным грунтом.

5. Испытание отремонтированного участка следует проводить:

1) гидравлическим (водой, незамерзающими жидкостями;

2) пневматическим (воздухом);

3) комбинированным (воздухом и водой).

Параметры испытания на прочность, независимо от способа испытания, испытанию применяются в соответствии с рабочим проектом.

Нефтепроводы следует испытывать, как правило, гидравлическим способом.

Трубопровод подвергается циклическому гидравлическому испытанию на прочность

Количество циклов д.б. не менее 3-х, а величина испытательного давления в каждом цикле в нижней точке трубопровода не более гарантированного заводом испытательного давления (Р зав.= 0,95 bт), но не менее Р исп. = 1,1 Рраб. в верхней точке.

(bт – это величина (кгс/см2) - предела текучести металла, при котором метал за счет

упругой деформации не возвращается в первоначальное положение т.е. метал

начинает течь

Время выдержки трубопровода под испытательным давлением должно составлять не менее 24 часов.

Проверка на герметичность участка или нефтепровода в целом производят после

Испытания на прочность и снижения испытательного давления до проектного рабочего в течение времени, необходимого для осмотра трассы (но не менее 12 час.).

Нефтепровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если во время испытания трубопровода на прочность труба не

разрушалась, а при проверке на герметичность давление осталось в пределах

допустимых норм и не были обнаружены утечки.

При разрыве , обнаружении утечек визуально, по звуку или с помощью приборов, участок трубопровода подлежит ремонту и повторному испытанию на прочность и проверке на герметичность.

После окончания испытаний и проверки на герметичность следует удалить воду из участка трубопровода с помощью разделителей, перемещаемых под давлением воздуха

Испытанный на прочность и проверенный на герметичность вновь проложенный участок трубопровода следует подключить к основной магистрали и заполнить нефтью. Вытисняемый воздух следует удалить через вантуз.

4.Действия патрульной группы при обнаружении повреждения на нефтепроводе

Аварийно-восстановительные службы, обходчики нефтепроводов при осмотре трассы нефтепровода и обнаружении выхода нефти на поверхность земли, водоема, водотока должны:

- сообщить о выходе нефти оператору НПС и диспетчеру РДП;

- продублировать сообщение по телефону или рации с ближайшей ЛПДС (НПС);

- приступить к ликвидации аварии, действуя согласно ПЛА.

При облете трассы и обнаружении выхода нефти летный наблюдатель или бортовой оператор должны:

- сообщить через диспетчера аэропорта диспетчеру РНУ (УМН) об обнаруженном месте выхода нефти;

- сделать круг над ближайшей ЛПДС (НПС) и сбросить вымпел с сообщением об обнаружении выхода нефти;

- продублировать свое сообщение диспетчеру РДП с ближайшего аэропорта;

- находиться на связи в ожидании указаний диспетчера РДП.

1. Правила проведения огневых работ

Билет № 19

1. Способы локализации разлива нефти на водной поверхности

Локализация нефти на поверхности водных объектов осуществляется установкой боновых ограждений. Боновые ограждения могут устанавливаться в несколько рядов, в зависимости от объема и интенсивности выхода нефти. Должны полностью перекрывать русло реки. На мелких реках могут быть использованы маты их соломы, камыша и т. п.

Уловленную нефть направляют вдоль ограждения к нефтесборнику или к берегу для последующей откачки. С поверхности откачивают насосами в спец. емкости установленных на берегу, при малых количествах используют сорбенты.

2. Оснащение патрульной группы при осмотре трассы нефтепровода при поступлении сообщения об аварии

Патрульная группа должна иметь оборудование, средства индив. защиты, сигнальные знаки для ограждения и обозначения места разлива нефти, необходимый набор инструментов, инвентарь, и материалы, а так же средства связи.

3. Разработка и обустройство котлована (амбара) для временного хранения нефти

Амбары могут быть заглубленные и наземные

Амбары в заболоченных местах разрабатываются за пределами болота, на твердом грунте

Амбары в скальных разрабатываются после предварительного рыхления скального грунта механическим или буро- взрывным способом.

До начала разработки амбара проводят геодезическую разбивку местности размещения амбара, с учетом безопасных расстояний до сооружений и коммуникаций.

Для создания амбара необходимо использовать рельеф местности (овраги, балки).

Расстояние от амбара для нефти до ремонтного котлована должно быть не менее 100 м (при температуре воздуха минус 100 С допускается это расстояние уменьшить до 50 м).

По периметру амбара устраивается земляной вал из уплотненной глины.

Высота земляного вала не должна превышать 1,5 м, ширина вала по верху д.б. не менее м, крутизна откосов д.б. не более 450 .

В нижней части амбара устраивается приямок для откачки нефти у грунтовых вод.

Размеры и емкость амбара рассчитываются из объема откачиваемой нефти, но на заполнение не выше 1 м от верха обвалования.

Площадь амбара не должна превышать 1500 м2.

Дно и стенки амбара должны иметь гидроизоляцию, в качестве гидроизоляции применяется слой глины (толщиной не менее 0,2 м с уплотнением механизированным способом, катком, вручную) или нефтестойкие полимерные пленки.

Для приема и откачки нефти амбары д.б. оборудованы приемо – раздаточными трубопроводами с Ду не менее 150 мм, которые д.б. расположены в нижней части обвалования и иметь отвод для спуска в приямок котлована ниже его дна.

Амбары должны иметь по всему периметру ограждение и предупредительные аншлаги «Огнеопасно!», «Проход, проезд и въезд запрещен!»

Запрещается нахождение техники, людей и ведение огневых работ на расстоянии ближе 100 м. В зимнее время при температуре воздуха ниже минус 100 С допускается это расстояние уменьшить до 50 м.

При невозможности расположения амбара долее 100 м от места врезки, дорог, возможного движения техники, зеркало нефти, находящийся в амбаре, с площадью 1000 м2 и более, д.б. покрыто специальным составом для предотвращения испарения (воздушно – механическая пена и т.д.).

После завершения ремонтных работ и откачки нефти из амбара, провести зачистку амбара от замазученного грунта. Зачистка проводится бульдозером на глубину пропитки грунта нефтью.

Загрязненный грунт необходимо вывезти для переработки и утилизации или для захоронения в специально отведенные места, согласованные с экологической инспектирующей организацией

4. Меры безопасности при работах в колодцах

Наряд допуск на газоопасные работы, не менее 3 человек. Перед спуском в колодец необхождимо открыть и проветрить, затем провести контроль воздушной среды, в любом случае работать в колодце в противогазе, изолирующем. Работник п колодце должен быть обеспечен страховым поясом со страховочной веревкой, не менее двух страховщиков. Работать в колодце не более 15 мин. перед каждым спуском делать анализ воздушной среды.

5. Какие работы относятся к газоопасным? Правила проведения газоопасных работ

Газоопасным работам относятся при выполнении которых имеются или не исключены возможность поступления на место проведения работ взрывоопасных пожароопасных или вредных паров, газов, и других веществ способных вызвать взрыв, возгорание, оказания вредного воздействия на организм человека, а так же работы проводимые при недостаточном содержании кислорода ниже 20% по объему.

Билет 20

1. Подготовка трубопровода для вырезки «катушки» безогневым методом

Работы должны проводится по наряду допуску на газоопасные работы в присутствии наблюдателя.

2. 3

3. Методы ликвидации аварий – постоянный и временный ремонт

Может быть выполнена методами постоянного или временного ремонта.

К постоянному ремонту относятся:

Вырезка катушки или участка нефтепровода с повреждением или варка новой катушки или секции трубы и приварка патрубков с заглушкой.

В качестве временного метода аварийного ремонта могут быть применены сроком не более 1 месяца: приварные муфты (В-1) и муфты с коническими переходами (В-2) с обязательной заменой их на постоянный метод ремонта.

4. Правила проведения анализа воздушной среды в ремонтном котловане, траншее

Анализ воздушной среды в ремонтной котловане имеет право проводить лицо специально обученное, имеющее соответствующее удостоверение, сдавшее экзамен комиссии в присутствии инспектора РосТехНадзора.

В ремонтном котловане должно быть не менее 3х точек отбора воздушной среды, точки отбора должны быть не выше пол метра от дна котлована или в точках наибольшей загазованности, если котлован раскапывается дальше, то на каждые 10 метров прибавляется еще одна точка отбора.

Периодичность контроля воздушной среды в котловане указывается в наряде допуске, а так же проводится перед началом работ, после перерыва в работе, а так же по 1му требованию работающих. Результаты контроля воздушной среды заносятся в наряд допуск лицом ответственным за проведение анализа воздушной среды.

5. Первая доврачебная помощь при отравлении парами нефти

Признаки: Головокружение, сухость во рту, тошнота, рвота, потеря сознания.

ПП: При отравлении парами нефти пострадавшего следует немедленно вынести на свежий воздух, уложить на твердую ровную поверхность, освободить полость груди, даль обильное питье и вызвать скорую помощь.

Если пострадавший находится в бессознательном состоянии, то приступить к реанимационным действиям.

Билет 21

1. Порядок расследования аварий и повреждений на МН

Расследование аварий и инцидентов проводится спец. Комиссией. Комиссия по расследованию аварий должна приступить к работе немедленно по прибытию на место аварии. До прибытия комиссии на место аварии все части разрушенного или поврежденного объекта должны быть по возможности сохранены.

Для расследования аварии комиссии должна быть обеспечена всеми тех. средствами и нужными в работе сведениями. Комиссии должно быть представлена вся необходимая документация и материалы для выяснения обстоятельств, характера и причины аварии. При определении причин аварии установливаются факторы конструктивного, технологического и эксплуатационного характера вызвавшие аварию для чего высняются:

· Соответствие разрушенного или поврежденного объекта проекту, гос. стандарту , тех. условием на изготовление. Соответствие выполнения строительно-монтажных работ, требование строительных норм и правил. Наличие и состояние средств авто защиты, сигнализации, предохранительных устройств и действие персонала в аварийной ситуации.

По результатам расследования аварии и инцидента составляется акт специальной формы.

2. Работы, выполняемые при текущем ремонте запорной арматуры

Текущий ремонт (Т.Р.) – выполняется 1 раз в 12 месяцев. Выполняются все работы ТО-1 и ТО-2 а так же:

Проверка наличия смазки подшипников узла шпинделя-арматуры, проверка сальникового уплотнителя, устранение следов коррозии, задиров шкота, прогонка шпинделя по гайке на всю рабочую длину, нанесение защитной смазки на шпиндель задвижки, набивка или замена сальникового уплотнителя, проверка и подтяжка контактных соединений электропривода, разборка редуктора электропривода, замена деталей электропривода, обратная сборка редуктора электродвигателя, смазка и установка, проверка обтяжек фланцевого соединения разъема (корпус-крышка).

3. Дефекты геометрии труб