Организация и проведение аварийно-восстановительных работ

или истечение нефти/нефтепродукта, сопровождаемое одним или несколькими из следующих событий:
- несчастный случай со смертельным исходом;
- получение травмы участниками проведения работ и/или третьими лицами со стойкой или временной потерей трудоспособности;
- воспламенение нефти/нефтепродукта или взрыв их паров;
- загрязнение любого водостока, реки, озера, водохранилища или любого другого водоема сверх пределов, установленных стандартом на качество воды, вызвавшее изменение окраски поверхности воды или берегов или приведшее к образованию эмульсии, находящейся ниже уровня воды, или к выпадению отложений на дно или берега;
- объем утечки составил 10 м³ и более, а для легкоиспаряющихся жидкостей объем утечки превысил 1 м³ в сутки

Инцидент на объектах МН – это отказ или повреждение объекта магистрального трубопровода или его составной части, отклонение от режима технологического процесса, приведшие:
- к утечкам нефти/нефтепродуктов объемом менее 10 м³ без воспламенения нефти/нефтепродуктов или взрыва их паров и без загрязнения водотоков;
- к немедленной остановке перекачки для проведения аварийно-восстановительных работ

местности, во внутренних пресноводных водоемах выделяются чрезвычайные ситуации следующих категорий:

локального значения - разлив до 100 тонн нефти и нефтепродуктов на территории объекта;
муниципального значения - разлив от 100 до 500 тонн нефти и нефтепродуктов в пределах административной границы муниципального образования - до 100 тонн нефти выходящий за пределы территории объекта;
территориального значения - разлив от 500 до 1000 тонн нефти и нефтепродуктов в пределах административной границы субъекта Российской Федерации либо разлив от 100 до 500 тонн нефти и нефтепродуктов, выходящий за пределы административной границы муниципального образования;
регионального значения - разлив от 1000 до 5000 тонн нефти и нефтепродуктов либо разлив от 500 до 1000 тонн нефти и нефтепродуктов, выходящий за пределы административной границы субъекта Российской Федерации;
федерального значения - разлив свыше 5000 тонн нефти и нефтепродуктов либо разлив нефти и нефтепродуктов вне зависимости от объема, выходящий за пределы государственной границы Российской Федерации, а также разлив нефти и нефтепродуктов, поступающий с территорий сопредельных государств (трансграничного значения)

ЧС локального и муниципального значений. На первом уровне реагирования локализация и ликвидация ЧС проводится силами и средствами НАСФ, ЛАЭС, ЦРС, АРС, в зоне ответственности которой произошла ЧС; и дополнительно привлекаемыми, при необходимости, силами и средствами НАСФ, ЦРС РНУ (НУ, РУ, УМН); ЛАЭС, АРС соседних НПС (ЛПДС) РНУ (НУ, РУ, УМН).
Второй уровень реагирования соответствует ЧС территориального и регионального значений. На втором уровне для проведения работ по ЛЧС, при недостаточности сил и средств первого уровня, привлекаются силы и средства СУПЛАВ; НАСФ, ЛАЭС, ЦРС, АРС соседних РНУ (НУ, РУ, УМН). При недостаточности указанных сил и средств, к работам по ЛЧС привлекаются аварийно-восстановительные службы сторонних организаций и профессиональные АСФ, дислоцированные в регионе (на договорной основе в соответствии с законодательством Российской Федерации).
Третий уровень реагирования соответствует ЧС(Н) федерального значения. На третьем уровне, при недостаточности сил и средств первого и второго уровней, привлекаются силы и средства соседних ОСТ.

дефектов
внешнее воздействие на нефтепровод
нарушение правил эксплуатации МН
ошибочные действия персонала
заводской брак
брак, допущенный при строительстве и ремонте
незаконные врезки в нефтепровод.

Расслоение

Трещины

с разработанными Планами МЛЛА, Планами ЛРН.

План мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий (ПМЛЛА) - это документ, в котором указываются возможные сценарии возникновения и развития аварий на объекте, определяется порядок действий по локализации и ликвидации аварий, устанавливается достаточное количество, состав и дислокация сил и средств, используемых для локализации и ликвидации последствий аварий на объекте.

План ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов (ПЛРН) - это документ, в котором указывается порядок организации мероприятий на опасных производственных объектах по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, направленных на снижение их негативного воздействия на жизнедеятельность населения и окружающую среду, определение необходимого состава сил и специальных технических средств для локализации разливов в установленные сроки, а также для организации последующих работ по их ликвидации.
ПЛРН должен содержать:
 оперативную часть;
 техническую часть.

года;
- территориального уровня – 4 года;
- регионального и федерального уровней – 5 лет;
- на морском терминале – бессрочно.

Обязанности по организации своевременной разработки, переработки Планов ЛРН должны быть отражены в положении об ОПБиПК (СПБиПК) и должностных инструкциях работников ОПБиПК (СПБиПК) ОСТ.
В ПАО «Транснефть» обязанность по разработке/переработке Планов ЛРН возложена на ООО «НИИ Транснефть» (кроме Планов ЛРН на ПП МТ).

ПЛРН разрабатываются на следующие объекты:
НПС (магистральных трубопроводов), перевалочные комплексы, перевалочные нефтебазы, приемо-сдаточные пункты, резервуарные парки, сливо-наливные эстакады;
Топливозаправочные пункты, автозаправочные станции;
Линейная часть магистрального трубопровода для транспортировки нефти и нефтепродуктов;
Морские терминалы;
Участки транспортирования опасных веществ (при перевозке нефти и нефтепродуктов автомобильным транспортом).
Подводные переходы МТ

с которыми заключен договор на обслуживание объектов.

ПЛРН согласовывается с территориальными органами МЧС и Ростехнадзора.
ПЛРН на акваторию морского терминала проводится процедура прохождения ГЭЭ (государственная экологическая экспертиза)

Для подводны переходов:
План ЛРН в зависимости от уровня согласовывается и утверждается в следующих надзорных органах: в территориальных администрациях внутренних водных путей, Ростехнадзоре, Минэнерго России и МЧС России.

Все работы по охране окружающей среды и мероприятия по ликвидации последствий аварии производятся по согласованию с представителями контролирующих органов и инспекций с соблюдением существующих норм и правил.

(НУ, РУ, УМН):
- стационарные объекты хранения ННП – 100 % от объема максимальной емкости одного объекта хранения;
- трубопровод при порыве – 25 % от максимального объема прокачки в течение 6 ч и объем ННП между задвижками на порванном участке трубопровода;
- трубопровод при проколе – 2 % от максимального объема прокачки в течение14 календарных дней;
- железнодорожный состав – 50 % от общего объема цистерн в железнодорожном составе;
- автомобильная цистерна – 100 % от объема.

Прогнозирование объемов и площадей разливов нефти и нефтепродуктов

обнаружения:
- видимый выход нефти на поверхность трассы;
- изменение цвета растительности;
- изменение цвета снежного покрова;
- появление радужной пленки и пены на поверхности воды

Недостатки визуального метода обнаружения:
трудоемкость проведения работ;
трудно определить незначительные утечки нефти;
воздушное патрулирование возможно проводить только в светлое время суток.

нефтепроводе
Уменьшение давления на величину 0,04 МПА и более при наружном диаметре нефтепровода до 820мм включительно и на величину 0,05МПА и более при наружном диаметре нефтепровода свыше 820мм- является нештатной ситуацией и подлежит проверке на герметичность линейной части МН

Недостатки метода:
обнаруживает только крупную аварию;
не указывает место повреждения на трассе

на участке нарушения герметичности
Метод определяет место утечки нефти с погрешностью 10% от длины участка между соседними НПС

электродвигателей приводов МНА.
Метод обнаружения утечек на ЛЧ МН (МНПП) на основе анализа причин изменения нагрузки электродвигателей магистральных насосных агрегатов основан на регистрации изменения нагрузки более 3 % от установившейся на данном режиме перекачки. При этом надо учесть, что при катастрофическом развитии утечки (при раскрытии трубопровода) ток, потребляемый электродвигателями насосных агрегатов на ПС (ЛПДС), расположенных до места выхода нефти (нефтепродуктов), сначала возрастает, а затем уменьшается по сравнению с его значением до изменения.

действия СОУ основан на непрерывном контроле изменений параметров расхода и давления на нефтепроводе

балансового учета нефти

Методом приборной диагностики

Методом проведения гидравлических испытаний

по предупреждению и ликвидации аварий на МН (является филиалом ОСТ)
ЛАЭС – линейная аварийно-эксплуатационная служба (является подразделением филиала ОСТ, в структуре ЛПДС, НПС)
УАВР- участок аварийно-восстановительных работ (является подразделением филиала ОСТ в структуре ЦРС)

технических средств

тренировок и т.д.

«Правил технической эксплуатации МН», «Правил охраны МН»

и предупреждения аварий
- надзор за работами в охранной зоне МН
- проведение ТО и ТР оборудования

выполнения вышеперечисленных задач аварийно-восстановительные службы укомплектовываются техникой, оборудованием, приспособлениями, инвентарем и материалами в полном соответствии с «Табелем технической оснащенности», а персоналом – в соответствии с штатным расписанием

нефтепровода в следующих случаях:
- давление на КП при заполнении МН не достигло расчетной величины за время, указанное в таблице расчета значений давления на линейных КП при заполнении участка МН
- давление на выходе НПС технологического участка МН после пуска(остановки) насосного агрегата не достигло расчетного значения за время, на 10 мин. превышающее указанное в карте переходных режимов МН

При необусловленном технологическими причинами изменении давления
на установившемся режиме работы МН от расчетного, указанного в карте
технологических режимов работы МН: уменьшении давления на величину 0,4кгс/см2 и более при наружном диаметре нефтепровода до 820мм включительно и на величину 0,5кгс/см2 и более при наружном диаметре нефтепровода свыше 820мм или увеличении давления на величину 2,0кгс/см2 и более

Также нефтепровод должен быть остановлен при поступлении сообщения об обнаружении выхода нефти на ЛЧ МН
После остановки нефтепровода и закрытия линейных задвижек диспетчер ТДП(РДП) должен направить на трассу бригаду работников ЛАЭС (патрульно-поисковую группу), для проведения обследования с целью уточнения места, характера и локализации последствий предполагаемого повреждения

ситуаций является:
- определение места утечки нефти или ее отсутствия
- проверка поступившей информации о выходе нефти (несанкционированной врезке)

быть выполнен расчет времени его обследования с учетом времени года суток
Для расчета принимаются следующие исходные данные:
Сбор персонала в рабочее время – 0.5 часа
Сбор персонала в нерабочее время – 2 часа
Скорость обследования (км/ч) должна быть

поврежденного участка нефтепровода не должно превышать:
в светлое время - 3 часа;
в темное время - 4 часа.

ликвидации последствий аварий допускается выполнять без наряда-допуска на проведение газоопасных работ до устранения прямой угрозы причинения вреда жизни, здоровью или имуществу других лиц и окружающей среде и проводятся в соответствии с планом мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий.

на наличие утечки нефти
Сообщение о точном месте аварии
Закрыть нетелемеханизированные задвижки по команде диспетчера РНУ (УМН) в режиме телеуправления или в ручную
Обозначение места выхода и разлива нефти предупредительными знаками
Принятие мер по предотвращению пожаров и несчастных случаев
Принять первоочередные меры по эвакуации людей из опасной зоны
Принять меры по локализации растекания нефти (нефтепродукта)
Должно быть организовано отключение станций катодной и дренажной защиты нефтепровода (нефтепродуктопровода) на расстоянии не менее 10 км в обе стороны от места аварии

менее пяти человек:
Начальник (мастер) ЛАЭС
Трубопроводчик линейный – 2человека
Электромонтер
Представитель СБ
Если обследование линейной части проводится на наземном транспорте, то в состав включают водителя ТС

линейных задвижек, должна иметь оборудование, средства индивидуальной защиты, сигнальные знаки для ограждения и обозначения места разлива нефти (нефтепродукта), необходимый набор инструментов, инвентарь, материалы, а также средства связи. Перечень необходимого оборудования и материалов устанавливается отделом эксплуатации РНУ (УМН) с учетом состояния сооружений ЛЧ МН (МНПП).

земли, водоема, водотока патрульная группа должна немедленно сообщить об этом начальнику ЛПДС, диспетчеру РДП, указав при этом:
- точное место аварии;
- обстановку на местности;
- характер истечения и разлива нефти;
- наличие вблизи населенных пунктов, предприятий, водоемов, автомобильных и железных дорог и угрозы им от растекания нефти;
- состояние подъездных дорог и проездов.

Если в результате обследования выхода нефти не обнаружено, причины изменения давления, срабатывания СОУ не определены, решение о пуске нефтепровода в работу принимает главный инженер ОСТ.

нефти [разлитых/выливающихся нефтепродуктов] на поверхности грунта или водного объекта, проводимых путем установки заграждений, проведения земляных работ или использования специальных средств. Локализация не должна превышать 4 часов на водной поверхности, а на почве 6 часов
с момента обнаружения разлива или с момента поступления информации о разливе ННП (с подтверждением разлива работниками ОСТ по месту разлива ННП).

Ликвидация последствий разлива нефти [нефтепродуктов]- это комплекс мероприятий, направленных на обеспечение нормальной жизнедеятельности населения в зоне чрезвычайной ситуации, восстановление объектов экономики и реабилитацию окружающей среды, предусматривающий сбор и утилизацию разлитой нефти [нефтепродуктов] независимо от времени, места, источника и причины разлива нефти [нефтепродуктов].

из подручных материалов (нефтеловушки)

назначается в непосредственной близости от ПМТ ниже зоны всплытия нефти (нефтепродуктов);
2. Второй рубеж – основной. Время локализации на втором рубеже не должно превышать 4 ч с момента обнаружения выхода нефти (нефтепродуктов) патрульной группой (обходчиком). Второй рубеж назначается на расстоянии от ПМТ, которое проходит нефть (нефтепродукт) за 4 ч с момента обнаружения при скорости течения:
- летом – средняя скорость течения реки в межень;
- в половодье – максимальная скорость течения реки (наиболее худшие условия). Основной рубеж в зимнее время (при ледовом покрове) при отсутствии данных по скорости перемещения нефти подо льдом совмещается с рубежом в летнюю межень.
3. Третий рубеж – контрольный (лето, половодье). Используется для локализации разлива в случае обнаружения нефти после 2-го рубежа. Устанавливается ниже по течению реки от 2 основного рубежа (для ситуации «половодье в нерабочее время»), с учетом подъездных путей и возможности выполнения работ по локализации.

ям
постановка специальных наземных боновых заграждений

нефтесборных устройств
Сбор с помощью вакуумных систем
Ручной сбор
Сбор с помощью сорбентов

землеройных машин
Сбор с помощью вакуумных систем
Сбор с помощью сорбентов
Ручной сбор
Срезание растительности

аварии. Персональный состав штаба устанавливается приказом генерального директора ОСТ.
Работы по ликвидации аварий должен возглавлять генеральный директор или главный инженер ОСТ.
Работы по ликвидации инцидента должны выполняться под руководством начальника, главного инженера или заместителя начальника РНУ (УМН).

отключению аварийного участка;
Локализация и сбор нефти (нефтепродуктов);
Установка (сооружение) временных емкостей для сбора нефти (нефтепродуктов);
Подготовка ремонтной площадки и размещение на ней технических средств;
Вскрытие аварийного участка МН (МНПП) и сооружение ремонтного котлована;
Освобождение аварийного участка МН (МНПП) от нефти (нефтепродуктов)
Зачистка котлована от нефти (нефтепродуктов) и замазученного грунта;
Вырезка дефектного участка МН (МНПП) или установка ремонтной конструкции;
Сверление отверстий для контроля за: уровнем продукта и давлением газов или вакуума и для контроля ГВС в полости ремонтируемого участка;
Герметизация внутренней полости МН (МНПП);

участка МН (МНПП);
Подбивка грунта с последующей засыпкой МН (МНПП);
Пуск МН (МНПП) в работу и вывод его на эксплуатационный режим;
Восстановление защитного обвалования (для узлов запорной арматуры и КПП СОД);
Откачка собранной нефти (нефтепродуктов) из емкостей для их сбора в нефтепровод (нефтепродуктопровод);
Рекультивация нефтезагрязненных земель.

временного ремонта
К постоянным методам относится:
- вырезка катушки или участка нефтепровода с повреждением и вварка новой катушки

Установка ремонтных конструкций:
П-10 – герметизирующий чоп
П-7 – патрубок с усиливающей накладкой и эллиптической заглушкой
А также других галтельных муфт

поперечном или продольном сварном шве сквозной трещины;
- разрыве кольцевого монтажного шва;
- разрыве продольного шва или основного металла трубы.

отремонтированы установкой стальных пробок – «чопиков».
При диаметре отверстий 8 - 30мм могут применяться резьбовые «чопы», а при диаметре 8 - 40мм - гладкие

Обязательным условием устранения аварийной утечки установкой герметизирующего «чопа» является:
Остановка нефтепровода и закрытие линейных задвижек;
сброс избыточного давления до атмосферного;
опорожнение нефтепровода от нефти до верхней образующей трубы

муфта с
коническими переходами В2

Методы ликвидации аварий

муфта с коническими переходами

МРС

Срок применения МРС для ремонта повреждений в русловой части ППМН определяется временем, необходимым на разработку проектной документации для строительства ППМН
- необжимной приварной
муфты В1 и муфта с
коническими переходами В2
Срок эксплуатации муфт В1 и В2 не более 1 месяца (с последующей вырезкой из нефтепровода)

Методы ликвидации аварий

– донабивкой уплотнений сальниковых камер
- во фланцевых соединениях – заменой прокладок между корпусом и крышкой, на байпасах
- при разгерметизации корпуса задвижки или потере работоспособности запорного устройства – заменой задвижки на новую

Обязательными условиями для проведения ремонта являются:
При донабивке или перенабивке сальникового уплотнения – остановка перекачки нефти, отсутствие избыточного давления в нефтепроводе;
При замене прокладок – остановка перекачки нефти, отсутствие избыточного давления в нефтепроводе, а при необходимости, опорожнение нефтепровода;
При замене задвижки- остановка перекачки нефти, опорожнение участка нефтепровода от нефти.

обычных условиях.

Расчетная продолжительность выполнения работ по локализации и ликвидации аварий, инцидентов на болотах и обводненных (сезонно-затапливаемых) поймах не должна превышать 120 ч.

нарушения природы. Процесс рекультивации земель, нарушенных и загрязненных при аварии на МН, включает: - удаление из почвы остатков нефти; - рекультивацию земель (технический и биологический этапы).

Работы по рекультивации земель могут осуществляться собственными силами ОСТ, землепользователя (землевладельца), либо силами подрядной организации

слоя почвы, устройство гидротехнических и мелиоративных сооружений

Биологическая рекультивация включает комплекс агротехнических и фитомелиоративных мероприятий (подготовка почвы, внесение удобрений, подбор трав и травосмесей, посев, уход за посевами) и направлена на закрепление поверхностного слоя почвы корневой системой растений. Работы по биологической рекультивации следует осуществлять в безморозный вегетационный период года.

Земельные участки, нарушенные при аварийном ремонте, должны быть рекультивированы до уровня, пригодного для целевого использования (сельскохозяйственные, лесные и т.п.).

соответствующий опыт работ.

Если к разработке проекта рекультивации привлекается подрядная организация, Комиссия оформляет задание на составление проектной документации на рекультивацию земель, нарушенных и загрязненных при аварийном ремонте МТ

(далее – Комиссия). В состав Комиссии на период проведения работ по рекультивации и приемке земель могут быть включены собственники земельных участков, землепользователи, арендаторы земельных участков, на территории которых произошел инцидент/авария, и представители контролирующих организаций

После завершения аварийно-восстановительных работ на объектах МТ Комиссия осуществляет осмотр земель, в ходе которого определяет географическое положение нарушенного участка, его площадь, причину, источник, характер нарушения и загрязнения почв, составляет акт осмотра земель, нарушенных и загрязненных при аварийном ремонте МТ. При необходимости, для оценки степени загрязненности земель привлекается аккредитованная лаборатория. Акт осмотра земель утверждается председателем Комиссии.