ПЛАН ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ РАЗЛИВОВ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ АО «ОРЕНБУРГНЕФТЕОТДАЧА» КИРСАНОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ (2019 год)

СОДЕРЖАНИЕ

1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 ЦЕЛЬ И НОРМАТИВНО-ПРАВОВАЯ БАЗА РАЗРАБОТКИ ПЛАНА

1.1.1 Цель и задачи

1.1.2 Руководящие документы

1.2 ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ОРГАНИЗАЦИИ И ПРОГНОЗИРУЕМОЙ ЗОНЫ ЗАГРЯЗНЕНИЯ В СЛУЧАЕ

ЧС(Н)

1.2.1 Готовность организации к действиям по локализации и ликвидации последствий

ЧС(Н) (п. 2.1.1 в ред. Приказа МЧС России от 12.09.2012 N 541)

1.2.2 Основные операции, производимые с нефтью и нефтепродуктами

1.2.3 Географические и навигационно-гидрологические характеристики территории

1.2.4 Гидрометеорологические и экологические особенности района

1.3 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ЧС(Н)

1.3.1 Возможные источники ЧС(Н)

1.3.2 Прогнозирование объемов и площадей разливов нефти и нефтепродуктов

1.3.3 Границы зон ЧС(Н) с учетом результатов оценки риска разливов нефти и

нефтепродуктов

1.3.4 Ситуационные модели наиболее опасных ЧС(Н) и их социально-экономических

последствий для персонала, населения и окружающей среды прилегающей территории

1.3.5 Определение достаточного состава сил и средств ЛЧС(Н), а также подразделений

пожарной охраны, на случай возгорания нефти и нефтепродуктов, с учетом их дислокации

1.3.6 Мероприятия по предотвращению ЧС(Н)

1.4 ОБЕСПЕЧЕНИЕ ГОТОВНОСТИ СИЛ И СРЕДСТВ ЛЧС(Н)

1.4.1 Уровни реагирования

1.4.2 Состав сил и средств, их дислокация и организация доставки в зону ЧС(Н)

1.4.3 Зоны ответственности АСФ(Н) и подразделений пожарной охраны

1.4.4 Мероприятия по поддержанию в готовности органов управления, сил и средств к

действиям в условиях ЧС(Н)

1.5 ОРГАНИЗАЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ, СИСТЕМА СВЯЗИ И ОПОВЕЩЕНИЯ

1.5.1 Общие принципы управления и структура органов управления

1.5.2 Состав и функциональные обязанности членов КЧС и ее рабочих органов

1.5.3 Вышестоящий координирующий орган и организация взаимодействия с ним

1.5.4 Состав и организация взаимодействия привлекаемых сил и средств

1.5.5 Система связи и оповещения и порядок ее функционирования

1.5.6 Организация передачи управления при изменении категории ЧС(Н)

2 ОПЕРАТИВНАЯ ЧАСТЬ

2.1 ПЕРВООЧЕРЕДНЫЕ ДЕЙСТВИЯ ПРИ ЧС(Н)

2.1.1 Оповещение о чрезвычайной ситуации

2.1.2 Первоочередные мероприятия по обеспечению безопасности персонала и населения,

оказание медицинской помощи

2.1.3 Мониторинг обстановки и окружающей среды

2.1.4 Организация локализации разливов нефти и нефтепродуктов

2.2 ОПЕРАТИВНЫЙ ПЛАН ЛЧС(Н)

2.2.1 Алгоритм (последовательность) проведения операций по ЛЧС(Н)

2.2.2 Тактика реагирования на разливы нефти и мероприятия по обеспечению

жизнедеятельности людей, спасению материальных ценностей

2.2.3 Защита районов повышенной опасности, особо охраняемых природных территорий и

объектов

2.2.4 Технологии ЛЧС(Н)

2.2.5 Организация материально-технического, инженерного, финансового и других видов

обеспечения операций по ЛЧС(Н)

2.2.6 Материалы предварительного планирования боевых действий по тушению

возможных пожаров (оперативное планирование тушения пожара)

2.2.7 Меры безопасности при проведении работ по ликвидации ЧС

2.2.8 Организация мониторинга обстановки и окружающей среды, порядок уточнения

обстановки в зоне ЧС(Н)

2.2.9 Документирование и порядок учета затрат на ЛЧС(Н)

3 ЛИКВИДАЦИЯ ПОСЛЕДСТВИЙ ЧС(Н)

102

3.1 ЛИКВИДАЦИЯ ЗАГРЯЗНЕНИЙ ТЕРРИТОРИЙ И ВОДНЫХ ОБЪЕКТОВ

102

3.1.1 Материально-техническое обеспечение

102

3.1.2 Технологии и способы сбора разлитой нефти и порядок их применения

103

3.1.3 Организация временного хранения собранной нефти и отходов, технологии и способы

их утилизации

104

3.1.4 Технологии и способы реабилитации загрязненных территорий

106

3.2 ВОССТАНОВИТЕЛЬНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ

107

3.2.1 Порядок обеспечения доступа в зону ЧС(Н)

107

3.2.2 Типовой ситуационный календарный план проведения работ по восстановлению

работоспособности поврежденных элементов

107

3.2.3 Организация приведения в готовность к использованию специальных технических

средств и пополнение запасов финансовых и материальных ресурсов

111

ПРИЛОЖЕНИЕ А. СХЕМА РАСПОЛОЖЕНИЯ ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ С

ГРАНИЦАМИ ЗОН ПОВЫШЕННОГО РИСКА И РАЙОНОВ ПРИОРИТЕТНОЙ ЗАЩИТЫ

112

ПРИЛОЖЕНИЕ Б. СВОЙСТВА НЕФТИ И ОЦЕНКА РИСКА ВОЗНИКНОВЕНИЯ ЧС(Н)

114

ПРИЛОЖЕНИЕ В. ХАРАКТЕРИСТИКИ НЕБЛАГОПРИЯТНЫХ ПОСЛЕДСТВИЙ ЧС(Н) ДЛЯ НАСЕЛЕНИЯ,

ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И ОБЪЕКТОВ ЭКОНОМИКИ, КАРТЫ И СЦЕНАРИИ ЧС(Н)

РАЗЛИЧНЫХ УРОВНЕЙ С УЧЕТОМ ПРИРОДНО-КЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ

122

ПРИЛОЖЕНИЕ Г. КАЛЕНДАРНЫЕ ПЛАНЫ ОПЕРАТИВНЫХ МЕРОПРИЯТИЙ ЧС(Н) И ДОКУМЕНТЫ,

РЕГЛАМЕНТИРУЮЩИЕ ПОРЯДОК РЕАГИРОВАНИЯ НА РАЗЛИВЫ НЕФТИ И

НЕФТЕПРОДУКТОВ, НЕ ПОПАДАЮЩИХ ПОД КЛАССИФИКАЦИЮ ЧС(Н)

126

ПРИЛОЖЕНИЕ Д. РАСЧЕТ ДОСТАТОЧНОСТИ СИЛ И СРЕДСТВ С УЧЕТОМ ИХ ДИСЛОКАЦИИ

137

ПРИЛОЖЕНИЕ Е. ДЕКЛАРАЦИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

146

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж. ФИНАНСОВЫЕ И МАТЕРИАЛЬНЫЕ РЕЗЕРВЫ

149

ПРИЛОЖЕНИЕ И. ПРИКАЗ О СОЗДАНИИ КЧС

156

ПРИЛОЖЕНИЕ К. ДОКУМЕНТ ОБ АТТЕСТАЦИИ СОБСТВЕННОГО АСФ(Н) ОРГАНИЗАЦИИ И ДОГОВОР

НА ОБСЛУЖИВАНИЕ С АСФ(Н) ДРУГИХ ОРГАНИЗАЦИЙ, С УЧЕТОМ ИХ

ДИСЛОКАЦИИ

163

ПРИЛОЖЕНИЕ Л. ЛИЦЕНЗИИ, ВЫДАННЫЕ ФЕДЕРАЛЬНЫМИ ОРГАНАМИ ИСПОЛНИТЕЛЬНОЙ ВЛАСТИ

200

ПРИЛОЖЕНИЕ М. АЛГОРИТМЫ (ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ) ПРИНЯТИЯ РЕШЕНИЙ

203

ПРИЛОЖЕНИЕ Н. ПРИНЦИПЫ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ СО СРЕДСТВАМИ МАССОВОЙ ИНФОРМАЦИИ

204

ПРИЛОЖЕНИЕ О. ТИПОВЫЕ ФОРМЫ ПРИЛОЖЕНИЙ И ОТЧЕТОВ

208

ПРИЛОЖЕНИЕ П. РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ТЕХНОЛОГИИ СБОРА НЕФТИ И МЕТОДИКА ОЦЕНКИ УЩЕРБА

218

ПРИЛОЖЕНИЕ Р. СХЕМА ОРГАНИЗАЦИИ МОНИТОРИНГА ОБСТАНОВКИ И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ, С

УКАЗАНИЕМ МЕСТ ХРАНЕНИЯ СОБРАННОЙ НЕФТИ И СПОСОБОВ ЕЕ УТИЛИЗАЦИИ

220

ПРИЛОЖЕНИЕ С. ДОКУМЕНТИРОВАНИЕ, УЧЕТ ЗАТРАТ И ОТЧЕТНОСТЬ

221

ПРИЛОЖЕНИЕ Т. ПЛАН ТУШЕНИЯ ПОЖАРА

222

Основные термины и определения

Аварийно-восстановительные работы в чрезвычайной ситуации - первоочередные

работы в зоне чрезвычайной ситуации по локализации отдельных очагов разрушений и

повышенной опасности, по устранению аварий и повреждений на сетях и линиях

коммунальных и производственных коммуникаций, созданию минимально необходимых

условий для жизнеобеспечения населения, а также работы по санитарной очистке и

обеззараживанию территории [ГОСТ Р 22.0.02-2016].

Аварийно-спасательные работы в чрезвычайной ситуации - действия по спасению

людей, материальных и культурных ценностей, защите природной среды в зоне чрезвычайных

ситуаций, локализации чрезвычайных ситуаций и подавлению или доведению до минимально

возможного уровня воздействия характерных для них опасных факторов. Аварийно-

спасательные работы характеризуются наличием факторов, угрожающих жизни и здоровью

проводящих эти работы людей, и требуют специальной подготовки, экипировки и оснащения

[ГОСТ Р 22.0.02-2016].

Аварийно-спасательное формирование - самостоятельная или входящая в состав

аварийно-спасательной службы структура, предназначенная для проведения аварийно-

спасательных работ, основу которой составляют подразделения спасателей, оснащенные

специальными техникой, оборудованием, снаряжением, инструментами и материалами [ГОСТ

Р 22.0.02-2016].

Авария - разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на

опасном производственном объекте, неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных

веществ [116-ФЗ].

Акватория - водное пространство в пределах естественных, искусственных или

условных границ [74-ФЗ].

Безопасность в чрезвычайных ситуациях - состояние защищенности населения,

объектов народного хозяйства и окружающей природной среды от опасностей в чрезвычайных

ситуациях [ГОСТ Р 22.0.02-2016].

Водный объект - природный или искусственный водоем, водоток либо иной объект,

постоянное или временное сосредоточение вод в котором имеет характерные формы и

признаки водного режима [74-ФЗ].

Единая государственная система предупреждения и ликвидации чрезвычайных

ситуаций

- объединение органов управления, сил и средств федеральных органов

исполнительной власти, органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации,

органов местного самоуправления и организаций, в полномочия которых входит решение

вопросов по защите населения и территорий (акваторий) от чрезвычайных ситуаций [ГОСТ Р

22.0.02-2016].

Единая дежурно-диспетчерская служба - орган повседневного управления местной

подсистемы РСЧС, предназначенный для координации действий дежурных и диспетчерских

(дежурно-диспетчерских) служб и создаваемый при органе управления ГОЧС [ГОСТ Р

22.7.01-2016].

Загрязнение окружающей среды - поступление в окружающую среду вещества и

(или) энергии, свойства, местоположение или количество которых оказывают негативное

воздействие на окружающую среду [7-ФЗ].

Защита населения в чрезвычайных ситуациях - совокупность взаимосвязанных по

времени, ресурсам и месту проведения мероприятий РСЧС, направленных на предотвращение

или предельное снижение потерь населения и угрозы его жизни и здоровью от поражающих

факторов и воздействий источников чрезвычайной ситуации [ГОСТ Р 22.0.02-2016].

Зона вероятной чрезвычайной ситуации - территория или акватория, на которой

существует либо не исключена опасность возникновения чрезвычайной ситуации [ГОСТ Р

22.0.02-2016].

Зона чрезвычайной ситуации - территория или акватория, на которой сложилась

чрезвычайная ситуация [ГОСТ Р 22.0.02-2016].

Инцидент - отказ или повреждение технических устройств, применяемых на опасном

производственном объекте, отклонение от установленного режима технологического

процесса [116-ФЗ].

Источник чрезвычайной ситуации - опасное природное явление, авария или опасное

техногенное происшествие, широко распространенная инфекционная болезнь людей,

сельскохозяйственных животных и растений, а также применение современных средств

поражения, в результате чего произошла или может возникнуть чрезвычайная ситуация

[ГОСТ Р 22.0.02-2016].

Комиссия по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций

функциональная структура органа исполнительной власти субъекта Российской Федерации и

органа местного самоуправления, а также органа управления объектом народного хозяйства,

осуществляющая в пределах своей компетенции руководство соответствующей подсистемой

или звеном РСЧС либо проведением всех видов работ по предотвращению возникновения

чрезвычайных ситуаций и их ликвидации [ГОСТ Р 22.0.02-2016].

Ликвидация чрезвычайной ситуации - аварийно-спасательные и другие неотложные

работы, проводимые при возникновении чрезвычайных ситуаций и, направленные на спасение

жизни и сохранение здоровья людей, снижение размеров ущерба окружающей природной

среде и материальных потерь, а также на локализацию зон чрезвычайных ситуаций,

прекращение действия характерных для них опасных факторов [ГОСТ Р 22.0.02-2016].

Мониторинг окружающей среды - система наблюдений и контроля, проводимых

регулярно, по определенной программе для оценки состояния окружающей среды, анализа

происходящих в ней процессов и своевременного выявления тенденций ее изменения [ГОСТ

Р 22.1.02-95].

Неотложные работы в чрезвычайной ситуации

- аварийно-спасательные и

аварийно-восстановительные работы, оказание экстренной медицинской помощи, проведение

санитарно-эпидемиологических мероприятий и охрана общественного порядка в зоне

чрезвычайной ситуации [ГОСТ Р 22.0.02-2016].

Нефтепродукт

- готовый продукт, полученный при переработке нефти,

газоконденсатного, углеводородного и химического сырья [ГОСТ 26098-84].

Обеспечение безопасности в чрезвычайных ситуациях - принятие и соблюдение

правовых норм, выполнение эколого-защитных, отраслевых или ведомственных требований и

правил, а также проведение комплекса организационных, экономических, эколого-защитных,

санитарно-гигиенических, санитарно-эпидемиологических и специальных мероприятий,

направленных на обеспечение защиты населения, объектов народного хозяйства и иного

назначения, окружающей природной среды от опасностей в чрезвычайных ситуациях [ГОСТ

Р 22.0.02-2016].

Окружающая среда - совокупность компонентов природной среды, природных и

природно-антропогенных объектов, а также антропогенных объектов [7-ФЗ].

Опасные производственные объекты - предприятия или их цехи, участки, площадки,

а также иные производственные объекты, указанные в Приложении 1 к Федеральному закону

№ 116-ФЗ от 20.06.1997 [116-ФЗ].

Оповещение населения о чрезвычайных ситуациях - доведение до населения

сигналов оповещения и экстренной информации об опасностях, возникающих при угрозе

возникновения или возникновении чрезвычайных ситуаций природного и техногенного

характера, а также при ведении военных действий или вследствие этих действий, о правилах

поведения населения и необходимости проведения мероприятий по защите [68-ФЗ].

Особо охраняемые природные территории - участки земли, водной поверхности и

воздушного пространства над ними, где располагаются природные комплексы и объекты,

которые имеют особое природоохранное, научное, культурное, эстетическое, рекреационное

и оздоровительное значение, которые изъяты решениями органов государственной власти

полностью или частично из хозяйственного использования и для которых установлен режим

особой охраны [33-ФЗ].

Охрана водных объектов - система мероприятий, направленных на сохранение и

восстановление водных объектов [74-ФЗ].

Охрана общественного порядка в зоне чрезвычайной ситуации - действия сил

охраны общественного порядка в зоне чрезвычайной ситуации по организации и

регулированию движения всех видов транспорта, охраны материальных ценностей любых

форм собственности и личного имущества пострадавших, а также по обеспечению режима

чрезвычайного положения, порядка въезда и выезда граждан и транспортных средств [ГОСТ

Р 22.0.02-2016].

Охрана окружающей среды

- деятельность органов государственной власти

Российской Федерации, органов государственной власти субъектов Российской Федерации,

органов местного самоуправления, общественных и иных некоммерческих объединений,

юридических и физических лиц, направленная на сохранение и восстановление природной

среды, рациональное использование и воспроизводство природных ресурсов, предотвращение

негативного воздействия хозяйственной и иной деятельности на окружающую среду и

ликвидацию ее последствий [7-ФЗ].

Пожар - неконтролируемое горение, причиняющее материальный ущерб, вред жизни

и здоровью граждан, интересам общества и государства [69-ФЗ].

Пожарная безопасность - состояние защищенности личности, имущества, общества и

государства от пожаров [69-ФЗ].

Пожарная охрана - совокупность созданных в установленном порядке органов

управления, подразделений и организаций, предназначенных для организации профилактики

пожаров, их тушения и проведения возложенных на них аварийно-спасательных работ [69-

ФЗ].

Поражающее воздействие источника чрезвычайной ситуации

- негативное

влияние одного или совокупности поражающих факторов источника чрезвычайной ситуации

на жизнь и здоровье людей, сельскохозяйственных животных и растения, объекты народного

хозяйства и окружающую природную среду [ГОСТ Р 22.0.02-2016].

Поражающий фактор источника чрезвычайной ситуации - составляющая опасного

явления или процесса, вызванная источником чрезвычайной ситуации и характеризуемая

физическими, химическими и биологическими действиями или проявлениями, которые

определяются или выражаются соответствующими параметрами [ГОСТ Р 22.0.02-2016].

Пораженный в чрезвычайной ситуации - человек, заболевший, травмированный или

раненый в результате поражающего воздействия источника чрезвычайной ситуации [ГОСТ Р

22.0.02-2016].

Пострадавший в чрезвычайной ситуации - человек, пораженный либо понесший

материальные убытки в результате возникновения чрезвычайной ситуации [ГОСТ Р 22.0.02-

2016].

Потенциально опасный объект - объект, на котором используют, производят,

перерабатывают, хранят или транспортируют радиоактивные, пожаро- и взрывоопасные,

опасные химические и биологические вещества, создающие реальную угрозу возникновения

источника чрезвычайной ситуации [ГОСТ Р 22.0.02-2016].

Предупреждение чрезвычайных ситуаций - комплекс мероприятий, проводимых

заблаговременно и направленных на максимально возможное уменьшение риска

возникновения чрезвычайных ситуаций, а также на сохранение здоровья людей, снижение

размеров ущерба окружающей природной среде и материальных потерь в случае их

возникновения [ГОСТ Р 22.0.02-2016].

Прогнозирование чрезвычайных ситуаций - опережающее отражение вероятности

возникновения и развития чрезвычайной ситуации на основе анализа возможных причин ее

возникновения, ее источника в прошлом и настоящем [ГОСТ Р 22.1.02-95].

Промышленная безопасность в чрезвычайных ситуациях

- состояние

защищенности населения, производственного персонала, объектов народного хозяйства и

окружающей природной среды от опасностей, возникающих при промышленных авариях и

катастрофах в зонах чрезвычайной ситуации [ГОСТ 22.0.05-97].

Разведка в зоне чрезвычайной ситуации - вид обеспечения действий сил и средств

РСЧС, заключающийся в сборе и передаче органам повседневного управления и их силам, и

средствам достоверных данных об обстановке в зоне чрезвычайной ситуации, необходимых

для эффективного проведения неотложных работ и организации жизнеобеспечения населения

[ГОСТ Р 22.0.02-2016].

Рекультивация земель

- комплекс работ, направленных на восстановление

продуктивности и народнохозяйственной ценности нарушенных земель, а также на улучшение

условий окружающей среды в соответствии с интересами общества [ГОСТ 17.5.1.01-83].

Риск возникновения чрезвычайной ситуации

- вероятность или частота

возникновения источника чрезвычайной ситуации, определяемая соответствующими

показателями риска [ГОСТ Р 22.0.02-2016].

Спасатель - гражданин, подготовленный и аттестованный на проведение аварийно-

спасательных работ [ГОСТ Р 22.0.02-2016].

Средство индивидуальной защиты населения - предмет или группа предметов,

предназначенных для защиты человека или животного от радиоактивных, опасных

химических и биологических веществ и светового излучения ядерного взрыва [ГОСТ Р

22.0.02-2016].

Уровень реагирования на чрезвычайную ситуацию - состояние готовности органов

управления и сил единой государственной системы предупреждения и ликвидации

чрезвычайных ситуаций к ликвидации чрезвычайной ситуации, требующее от органов

государственной власти Российской Федерации, органов государственной власти субъектов

Российской Федерации, органов местного самоуправления и организаций принятия

дополнительных мер по защите населения и территорий от чрезвычайной ситуации в

зависимости от классификации чрезвычайных ситуаций и характера развития чрезвычайной

ситуации [68-ФЗ].

Чрезвычайная ситуация - обстановка на определенной территории или акватории,

сложившаяся в результате аварии, опасного природного явления, катастрофы, стихийного или

иного бедствия, которые могут повлечь или повлекли за собой человеческие жертвы, ущерб

здоровью людей или окружающей природной среде, значительные материальные потери и

нарушение условий жизнедеятельности людей [ГОСТ Р 22.0.02-2016].

Эвакуация населения - комплекс мероприятий по организованному выводу и (или)

вывозу населения из зон чрезвычайной ситуации или вероятной чрезвычайной ситуации, а

также жизнеобеспечение эвакуированных в районе размещения [ГОСТ Р 22.0.02-2016].

Экстренная медицинская помощь в чрезвычайной ситуации

- комплекс

экстренных

лечебно-диагностических,

санитарно-эпидемиологических,

лечебно-

эвакуационных и лечебных мероприятий, осуществляемых в кратчайшие сроки при

угрожающих жизни и здоровью пораженных состояниях, травмах и внезапных заболеваниях

людей в зоне чрезвычайной ситуации [ГОСТ Р 22.0.02-2016].

Экстренное реагирование на чрезвычайную ситуацию

- осуществление

взаимосвязанных действий органов руководства и повседневного управления РСЧС по

незамедлительному получению информации о факте возникновения чрезвычайной ситуации,

своевременному оповещению об этом населения и заинтересованных организаций, а также

уточнению и анализу обстановки, принятию решений и организации действий сил и средств

ликвидации чрезвычайных ситуаций [ГОСТ Р 22.0.02-2016].

Перечень принятых сокращений

АВР

- аварийно-восстановительные работы

АРН

- аварийный разлив нефти

АСУ

- автоматизированные системы управления

АСФ

- аварийно-спасательные формирования

ЕДДС

- единая дежурная диспетчерская служба

Зона ответственности

- зона, в которой АО «Оренбургнефтеотдача»

АО «Оренбургнефтеотдача»

отвечает за ликвидации аварийного разлива нефти

КИП

- контрольно-измерительные приборы

- комиссия по предупреждению и ликвидации

КЧС и ПБ

чрезвычайных ситуаций и пожарной безопасности

ЛАРН

- ликвидация аварийных разливов нефти

ЛЧС(Н)

- ликвидация чрезвычайной ситуации,

обусловленной нефтеразливом

МН

- магистральный нефтепровод

МЧС РФ

- Министерство Российской Федерации по делам

гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и

ликвидации последствий стихийных бедствий

ПБ

- пожарная безопасность

ПДК

- предельно-допустимая концентрация

План

- план по предупреждению и ликвидации

аварийного разлива нефти на АО

«Оренбургнефтеотдача»

ПЛРН

- план ликвидации разлива нефти

РСЧС

- Единая государственная система предупреждения

и ликвидации чрезвычайных ситуаций

СИЗ

- средства индивидуальной защиты

СНиП

- строительные нормы и правила

ТБ

- техника безопасности

- чрезвычайная ситуация, обусловленная разливом

ЧС(Н)

нефти

АВР

- аварийно-восстановительные работы

АРН

- аварийный разлив нефти

1 Общая часть

1.1 Цель и нормативно-правовая база разработки Плана

1.1.1 Цель и задачи

Планом ЛРН устанавливается и определяется:

- оценка источников и объемов разливов нефти и нефтепродуктов (далее РН);

- управляющий и координирующий орган, его функции, распределение прав и

обязанностей его членов;

- оценка риска и расчет достаточности сил и средств ликвидации РН;

- места базирования средств ликвидации РН, их номенклатура, количество,

готовность;

- политика принятия решения при РН;

- процедура уведомления, оповещения и передачи информации;

- организация работ по локализации и ликвидации РН;

- организация сбора, транспортировки и утилизации собранных нефтепродуктов

(далее НП);

- обеспечение безопасности, материально-техническое, финансовое и медицинское

обеспечение;

- порядок возмещения затрат и компенсации нанесенного ущерба.

Планирование действий по предупреждению и ликвидации РН проводится в целях

заблаговременного проведения мероприятий по предупреждению ЧС (Н), поддержанию в

постоянной готовности сил и средств их ликвидации для обеспечения безопасности населения

и территорий, а также максимально возможного снижения ущерба и потерь в случае их

возникновения.

Целью настоящего Плана является заблаговременное определение перечня и порядка

выполнения мероприятий по предупреждению ЧС(Н), поддержанию в постоянной готовности

сил и средств для ликвидации, а также максимально возможному снижению ущерба и потерь

в случае возникновения ЧС(Н).

Основными задачами Плана являются:

- обоснование уровня возможной ЧС(Н), определение возможных мест и

прогнозирование последствий аварий с разливами нефти;

- установление основных принципов организации мероприятий по предупреждению

и ликвидации ЧС(Н) для определения достаточности планируемых мер с учетом состояния

возможных источников ЧС(Н), а также географических и гидрометеорологических

особенностей места расположения;

- осуществление наблюдения и контроля за последствиями ЧС(Н), мониторинга

окружающей среды и прилегающей территории;

- определение порядка взаимодействия органов управления и сил, участвующих в

ликвидации ЧС(Н), организация взаимного обмена информацией;

- определение необходимого состава и количества сил и средств для ликвидации

ЧС(Н), обоснование их достаточности;

- установление порядка обеспечения и контроля готовности к действиям органов

управления АО «Оренбургнефтеотдача», сил и средств, предусматривающего планирование

учений и тренировок, мероприятий по обеспечению профессиональной подготовки персонала

и повышения его квалификации, создание финансовых и материальных ресурсов, а также

поддержание в соответствующей степени готовности АСФ(Н);

- разработка календарного плана проведения оперативных мероприятий по

ликвидации ЧС(Н);

- осуществление мероприятий, направленных на предупреждение ЧС(Н) и повышение

устойчивости работы АО «Оренбургнефтеотдача» в условиях ЧС(Н);

- планирование мероприятий по ликвидации последствий ЧС(Н).

План разработан с учетом максимально возможного объема разлившейся нефти, в

соответствии с требованиями постановления Правительства РФ № 613 (разлив до 100 тонн

нефти и нефтепродуктов на территории объекта) и соответствует категории ЧС(Н) локального

значения.

Срок действия Плана в соответствии с требованиями п. 3 раздела III приложения №1

Приказа МЧС России № 621 составляет три года.

План ЛРН является документом, определяющим технологию локализации РН и

ликвидацию последствий таких аварий, в соответствии с требованиями федеральных и

региональных нормативных документов. Кроме этого, целью разработки Плана ЛРН является

создание единого подхода по ликвидации РН.

Излагаемый в Плане порядок выполнения работ по локализации и ликвидации РН

предназначен в качестве руководства по предупреждению и ликвидации РН, с использованием

существующей системы управления, инженерных расчетов, производственном опыте,

природоохранной практике и привлечения должностных лиц всех уровней.

В Плане описываются основные мероприятия по соблюдению требований охраны

труда и безопасности персонала в условиях ЧС

(Н), экстремальных климатических

воздействий и проведение операций по локализации РН и ликвидации последствий таких

аварий в зависимости от масштабов РН (уровня ЧС (Н)).

План ЛРН учитывает:

- особенности территорий (рельеф, грунты, растительность и т.п.);

- особенность загрязнения территорий;

- характеристику загрязнения (загрязняющих веществ и условия их распространения);

- меры безопасности при проведении операций ЛРН;

- характеристики технических средств для локализации РН и методы локализации;

- характеристики технических средств для сбора РН, нефтезагрязненного мусора,

почвы, а также методы очистки территорий;

- особенности ликвидации РН в зимних условиях;

- особенности ликвидации РН сорбирующими материалами.

Порядок корректировки Плана определяется на основании требований п. 4 раздела III

Приложения № 1 Приказа МЧС России № 621.

Внесение поправок в настоящий План производится, при необходимости, по указанию

руководителя АО «Оренбургнефтеотдача», при:

- изменении состава собственных и привлекаемых (на договорной основе) сил и

средств;

- изменениях, вносимых в вышестоящие планы функциональных подсистем РСЧС;

- указании вышестоящих органов.

Внесение текущих изменений в настоящий План проводится ежегодно до 1 февраля по

состоянию на 1 января текущего года. Изменения, не требующие пересогласования, вносятся

в План немедленно. Ответственность за внесение изменений и утверждение Плана

определяется приказом по АО «Оренбургнефтеотдача». Ответственный за применение Планов

в практической деятельности и их корректировку - Руководитель направления ОТ, ПБ и ООС

ООО «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ-добыча Самара».

1.1.2 Руководящие документы

Законодательной базой и основополагающими документами, регламентирующими

разработку Плана ЛРН, являются:

Федеральные законы (законы Российской Федерации):

116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от

21.07.1997 г.;

7-ФЗ «Об охране окружающей среды» от 10.01.2002 г.;

–

68-ФЗ «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и

техногенного характера» от 21.12.1994 г.;

151-ФЗ «Об аварийно-спасательных службах и статусе спасателей» от 22.08.1995 г.;

–

52-Ф3

«О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения» от

23.06.1999 г.;

74-Ф3 «Водный кодекс РФ» от 03.06.2006 г.;

–

3-ФКЗ «О чрезвычайном положении» от 30.05.2001 г.;

–

123-ФЗ

«Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» от

04.07.2008 г.;

69-ФЗ «О пожарной безопасности» от 21.12.1994 г.

Постановления Правительства (Совета министров) Российской Федерации:

№794

«О единой государственной системе предупреждения и ликвидации

чрезвычайных ситуаций» от 30.12.2003 г.;

№240 «О порядке организации мероприятий по предупреждению и ликвидации

разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации» от 15.04.2002 г.;

№613 «О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных разливов

нефти и нефтепродуктов» от 21.08.2000 г.;

№334 «Порядок сбора и обмена в Российской Федерации информацией в области

защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного

характера» от 24.03.1997 г.;

№989 «О порядке финансирования мероприятий по предупреждению и ликвидации

последствий чрезвычайных ситуаций на промышленных предприятиях, в строительстве и на

транспорте» от 28.08.1994 г.;

№304 «О классификации чрезвычайных ситуаций природного и техногенного

характера» от 21.05.2007 г.;

№1340 «О порядке создания и использования резервов материальных ресурсов для

ликвидации чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера» от 10.11.1996 г.

Другие подзаконные нормативные акты:

№991 Указ Президента РФ «О совершенствовании единой государственной системы

предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций» от 28.08.2003 г.;

№621 Приказ МЧС России «Правила разработки и согласования‚ планов по

предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской

Федерации» от 28.12.2004 г.;

№105 Приказ МЧС России «Об утверждении требований по предупреждению

чрезвычайных ситуаций на потенциально опасных объектах и объектах жизнеобеспечения» от

28.02.2003 г.;

№156 Приказ МПР РФ «Указания по определению нижнего уровня разлива

нефтепродуктов для отнесения аварийного разлива к чрезвычайной ситуации» от

03.03.2003 г.;

№480 Приказ РТН

«Об утверждении Порядка проведения технического

расследования причин аварий, инцидентов и случаев утраты взрывчатых материалов

промышленного назначения на объектах, поднадзорных Федеральной службе по

экологическому, технологическому и атомному надзору»;

- Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила

безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Утв. Федеральной службой по

экологическому, технологическому и атомному надзору, Приказ №101 от 12.03.2013 г.

Методические документы:

«Методические рекомендации по разработке типового плана по предупреждению и

ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов для нефтегазовых компаний». Федеральное

агентство по энергетике (Росэнерго). Москва 2006 г. Методические рекомендации утверждены

заместителем руководителя Росэнерго - О. Г. Гордеевым и согласованны начальником

управления нефтяной промышленности В. Е. Рыбиным;

- Обеспечение мероприятий и действий сил ликвидации чрезвычайных ситуаций:

учебник в трех частях: часть 2 «Инженерное обеспечение мероприятий и действий сил

ликвидации ЧС» /под общей редакцией С.К. Шойгу/ Москва 1998 г.

1.2 Основные характеристики организации и прогнозируемой

зоны загрязнения в случае ЧС(Н)

1.2.1 Готовность организации к действиям по локализации и ликвидации

последствий ЧС(Н) (п. 2.1.1 в ред. Приказа МЧС России от 12.09.2012

N 541)

Наименование эксплуатирующей организации: АО «Оренбургнефтеотдача».

Адрес эксплуатирующей организации:

461634, Оренбургская область, г. Бугуруслан,

ул. Фруктовая, д. 15

Наименование управляющей организации: ООО «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ - добыча Самара».

Адрес управляющей организации: 443041, г. Самара, ул. Красноармейская д. 93,

Офис 235.

Генеральный директор Управляющей организации ООО «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ-добыча

Самара»: Мифтахов Руслан Талгатович.

На Кирсановском месторождении АО

«Оренбургнефтеотдача» эксплуатируются

следующие опасные производственные объекты (источники ЧС(Н):

 Система сбора продукции скважин Кирсановского месторождения;

 Пункт налива нефти (ПНН).

Способ добычи

- механизированный насосный. Режим работы опасных

производственных объектов - круглосуточный.

Эксплуатируемые опасные производственные объекты АО «Оренбургнефтеотдача»

зарегистрированы в государственном реестре опасных производственных объектов в

соответствии с требованиями Федерального закона от 21.07.1997 №116-ФЗ «О промышленной

безопасности опасных производственных объектов».

Населенные пункты не попадают в зону воздействия поражающих факторов при

возникновении ЧС(Н) на опасных производственных объектах АО «Оренбургнефтеотдача».

Учитывая возможные источники ЧС(Н) на объектах АО «Оренбургнефтеотдача» и

результаты прогнозирования максимально возможного количества пролитой нефти в

соответствии с требованиями постановления Правительства РФ № 613 разливы нефти

категорированы как ЧС локального значения.

В соответствии с Приказом МЧС России от 28.02.03 № 105 «Об утверждении требований

по предупреждению чрезвычайных ситуаций на потенциально опасных объектах и объектах

жизнеобеспечения» по результатам прогнозирования чрезвычайных ситуаций техногенного

характера потенциально опасные объекты АО «Оренбургнефтеотдача» относятся к 5 классу

по степени опасности (потенциально опасные объекты, аварии на которых могут являться

источниками возникновения локальных чрезвычайных ситуаций).

В соответствии с Приказом МЧС России от 28.02.03 № 105 «Об утверждении

требований по предупреждению чрезвычайных ситуаций на потенциально опасных объектах

и объектах жизнеобеспечения» обязательными показателями готовности потенциально

опасного объекта являются оснащенность объекта средствами предупреждения и локализации

ЧС и способность объектовыми силами ликвидировать локальную ЧС, защищенность объекта

от опасных природных процессов, наличие системы оповещения о ЧС, резервов материальных

и финансовых ресурсов для ликвидации ЧС, страхования ответственности за причинение

вреда при эксплуатации объекта.

В соответствии с п.

5. раздела III приказа МЧС России

№ 621, готовность

АО «Оренбургнефтеотдача» к действиям по локализации и ликвидации последствий ЧС (Н)

оценивается как «СООТВЕТСТВУЕТ ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫМ ТРЕБОВАНИЯМ»:

- имеется договор на обслуживание с аттестованным АСФ (Н);

- средства ЛРН составляют не менее 80 % от плановых (расчетных);

- осуществляется постоянное руководство и контроль КЧС и ПБ планирования и

выполнения мероприятий Плана ЛРН;

- промышленная, экологическая и пожарная безопасность обеспечивается в полной

мере.

Готовность АО «Оренбургнефтеотдача» к действиям по локализации и ликвидации

последствий ЧС(Н) определяется:

- наличием достаточного количества сил и средств, способных в кратчайшие сроки

провести мероприятия по ликвидации ЧС(Н);

- созданием необходимых резервов материальных и финансовых ресурсов для

ликвидации ЧС(Н);

- организацией управления ликвидацией ЧС(Н) - для непосредственного руководства

ликвидацией ЧС(Н) создана оперативная группа;

- созданием и надежностью работы систем оповещения и связи;

- исправностью и надежностью технических средств, всесторонним обеспечением

действий по ликвидации ЧС(Н);

- высокой квалификацией органов управления и сил ликвидации ЧС(Н).

1.2.2 Основные операции, производимые с нефтью и нефтепродуктами

Продукция скважин Кирсановского месторождения под давлением скважинных насосов,

по выкидным трубопроводам поступает на соответствующие замерные установки и гребенки.

В качестве устройств, замеряющих дебит водонефтяной эмульсии от добывающих

скважин, применяются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ).

Работа установки АГЗУ

«Спутник» происходит следующим образом: продукция

скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель скважин

многоходовой ПСМ.

При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в

сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепараторе

происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке поступает

в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. С помощью

регулятора расхода, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается прохождение

накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР 1-50 на Спутниках АМ-40 и

ТОР1-60 на Спутниках Б-40 с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита

скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.

Проходя через счетчик ТОР

1-50

(ТОР1-60), жидкость направляется в общий

трубопровод. Счетчик ТОР 1-50 (ТОР1-60) выдает на блок управления и индикации (БУИ)

импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и

механический интегратор, где суммируется результат измерения, который передается по

системе телемеханики в диспетчерскую. В установке предусмотрена возможность контроля

работы скважин по отсутствию (за определенное время) сигналов от счетчика ТОР 1-50 (ТОР1-

60)

Управление переключателем скважин осуществляется по установленной программе или

по системе телемеханики. Длительность измерения определяется установкой реле времени.

Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий: дебита

скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др.

При применении в установке счетчика газа турбинного «АГАТ» необходимо его

смонтировать на газовом трубопроводе, а вторичный блок НОРД-ЭЗМ в щитовом помещении.

Блок НОРД-ЭЗМ производит подсчет и регистрацию результата измерения количества газа,

выделившегося при рабочем давлении установки. Подробное описание устройства газа

турбинного счетчика «АГАТ» приведено в его руководстве по эксплуатации. Счетчик газа

турбинный «АГАТ» устанавливается потребителем.

Свободный газ, который движется вместе с жидкостью, в счетчике СКЖ выполняет

полезную функцию. Эта функция заключается в том, что за счет конструкции корпуса, в его

внутренней полости скапливается постоянный объем свободного газа. Плотность газа в

несколько раз меньше плотности жидкости, что позволяет взвесить жидкость в этой газовой

атмосфере. Следовательно, работа и измерение счетчиком СКЖ невозможны, если в потоке

продукции не будет свободного газа. Поэтому условия измерения для счетчика СКЖ

ограничены нижним пределом содержания свободного газа в потоке смеси: 2%.

Газожидкостная смесь подается во входной коллектор камерного преобразователя, затем

через сопло в измерительную камеру, состоящую из двух полостей. Заполнение одной полости

измерительной камеры до определенной массы приводит к нарушению условия равновесия и

повороту измерительной камеры, с последующим сливом жидкости из полости камеры в

корпус преобразователя. Затем этот процесс повторяется в другой полости камеры. Жидкость

из полости измерительной камеры и излишек свободного газа одновременно вытесняются из

нижней части корпуса в выходной коллектор.

Магнит, закреплённый на измерительной камере, при её повороте, проходит мимо

датчика в виде геркона или датчика Холла. Сигналы от датчика, число которых равно числу

поворотов измерительной камеры, поступают в вычислитель БЭСКЖ или преобразователь

нормирующий ПНСКЖ-1, в которых осуществляется их обработка до нормируемой

величины.

Пункт налива нефти

(ПНН)

«Кирсановка» предназначен для сбора и хранения

нефтесодержащей жидкости (НСЖ) с поступившей, входящий в состав ПНН «Кирсановка»

модульной установки предварительного сброса воды ПНН Кирсановского месторождения,

которая предназначена для дегазации нефти, подготовки нефти с остаточным содержанием

воды не более 5-10%, отделения попутного газа и сброса пластовой воды с возможностью

утилизации на горизонтальной факельной установке, хранения подготовленной нефти.

Технологический процесс на ПНН «Кирсановка» сводится к приему дегазированной

нефти с остаточным процентом не более 5-10%, после отделения попутного газа и сброса

пластовой воды на ПНН, с последующей транспортировке нефти в автобойлерной технике в

ОАО «Милянефть» и ОАО «Татойлгаз». Выделившийся попутно-добываемый газ сжигается

на факеле сжигания газа

Газоводонефтяная смесь от скважин по трубопроводу DN100 поступает в арматурный

блок АБ-1, оснащенный электроприводной отсечной арматурой КШЭ1. Далее через шаровой

кран КШ1-1 смесь поступает в блок 1-ой ступени сепарации БС-1, в котором из емкостей Е-

1.1 и Е-1.2 по трубопроводу DN10 подается реагент при помощи дозировочных насосов Н1-1

и Н1-2 производительностью 1,7-2,7 л/ч. Для защиты насосов от сухого хода предусмотрены

сигнализаторы нижнего аварийного уровня LS0103 и LS0104. После смешивания с реагентом

поток попадает в двухфазный сепаратор С-1 объемом 12,5м3, в котором, при давлении 0,35-

4,0 Мпа и температуре -5…50 0С, происходит разделение смеси на газовую и жидкостную

составляющие. Давление в сепараторе С-1, определяемое датчиком давления PT0101,

поддерживается регулирующим клапаном КРЭ1-1, установленным на линии выхода газов

DN100 из сепаратора С-1. При отсутствии Блока оперативного учета перед КРЭ1-1

устанавливают измерительную линию газа высокого давления ИЛ-1. Температура среды в

аппарате измеряется датчиком температуры ТТ0101. Уровень жидкости в сепараторе С-1,

определяемый уровнемером LT0101

(50% заполнения), поддерживается регулирующим

клапаном КРЭ1-2, установленным на линии выхода газоводонефтяной смеси из сепаратора.

При отсутствии Блока оперативного учета перед КРЭ1-2 устанавливают измерительную

линию нефти ИЛ-3. Для аварийного сброса газа при превышении рабочего давления в

сепараторе С-1 более чем в 1,15 раза предусмотрен предохранительный клапан КП1-1. Часть

газа с С-1 через КШ1-17 подается в блок подготовки газа, расположенный в БН-1, другая часть

через регулирующий кран КШР1-36 поступает как топливный газ на ГФУ.

Поток от первой ступени сепарации БС-1 по трубопроводам DN100 (вход 1/1 и вход 1/2)

поступает в арматурный блок АБ-3 и далее, в зависимости от вариативности состава, подается

либо сразу в блок нагрева продукции БН-1 (выход №2/2), либо сначала на насосный блок

внутренней перекачки (выход №2/1), оборудованный насосом производительностью 40 м3/ч,

а затем в блок нагрева продукции БН-1 (вход №2/1, выход №2/2). Наличие насосного блока

внутренней перекачки является необходимым, в случае если потери давления в установке

ПНН превышают давление на входе в установку. В блоке нагрева продукции БН-1 установлен

блок подготовки топливного газа, в котором газ, выделившийся на С-1, подается на фильтр-

сепаратор ФС-2, в котором происходит очистка газа от различных примесей и далее через

фильтр Ф6-1 поступает на трехтопливную горелку. Давление, температура и расход газа в

блоке подготовки топливного газа определяются датчиками РТ0605, ТТ0607, FT0601

соответственно. Давление в трубопроводе блока подготовки регулируется с помощью

регулирующего клапана КР6-1.

Характеристики поступающей в блок нагрева продукции БН-1 смеси (давление и

температура) определяются датчиком давления РТ0601 и датчиком температуры ТТ0601 с

возможностью визуального контроля по манометру PG0601 и термометру ТG0601.

Характеристики ГЖС на выходе с установки определяются по показаниям датчика

температуры ТТ0602 и датчика давления РТ0602, с визуальным контролем по термометру

ТG0602 и манометру PG0602. Горелка блока нагрева работает от топливного газа (подается

через блок подготовки газа от первой ступени сепарации). Смесь подогревают до температуры

20-60 0С, максимальная тепловая мощность нагрева при помощи одного блока нагрева

продукции составляет 1,2 МВт. Выход газоводонефтяной смеси из блока нагрева продукции

осуществляется по трубопроводу DN100 через кран шаровой КШ6-2.

Нагретая смесь через арматурный блок АБ-3 (вход №2/2, выход №1/1) поступает в

трехфазный сепаратор С-2 (V=25м3) блока второй ступени сепарации БС-2, в котором, при

давлении 0-1,6Мпа и температуре 20-60 0С, происходит отделение газа и разделение жидкости

на водную и нефтяную составляющие. Температура среды в аппарате измеряется датчиком

температуры ТТ0201. На входе в сепаратор С-2 для возможности отсечения блока от процесса

установлен кран шаровой КШ2-1. Давление в сепараторе С-2, определяемое датчиком

давления PT0201, поддерживается регулирующим клапаном КРЭ2-1, установленным на линии

выхода газов DN100 из сепаратора С-2. При отсутствии Блока оперативного учета перед

КРЭ2-1 устанавливают измерительную линию газа высокого давления ИЛ-1 либо

измерительную линию газа низкого давления ИЛ-2. Кран шаровой КШ2-18, расположенный

на линии сброса газа от сепаратора С-2, служит для возможности подачи газа с конечной

ступени сепарации в общую линию сброса от второй и конечной ступеней сепарации через

смесительное устройство эжекционного типа СП2-1. Уровень нефтяной смеси в сепараторе

С-2, определяемый уровнемером LT0202 (50% заполнения), поддерживается регулирующим

клапаном КРЭ2-2, установленным на линии выхода нефтяной смеси из сепаратора С-2. При

отсутствии Блока оперативного учета перед КРЭ2-2 устанавливают измерительную линию

нефти ИЛ-3. Обратный клапан КО2-2 служит для защиты линии отвода нефтяной смеси

DN100 от обратного тока жидкости. Уровень пластовой воды в сепараторе С-2, определяемый

межфазным уровнемером LT0201 (% заполнения сепаратора пластовой водой определяется

степенью обводненности сырой нефти), поддерживается регулирующим клапаном КРЭ2-3,

установленным на линии выхода пластовой воды из сепаратора С-2. При отсутствии Блока

оперативного учета перед КРЭ2-2 устанавливают измерительную линию нефти ИЛ-3. Отвод

пластовой воды осуществляется в блок хранения пластовой воды.

После блока второй ступени сепарации БС-2 нефтяная смесь поступает в трехфазный

сепаратор С-3(V=25м3) блока конечной ступени сепарации БС-3 через кран шаровой КШ3-1.

В сепараторе C-3, опционально оснащаемом блоком коалесцентных пластин, при давлении 0,6

Мпа и температуре 20-60 0С, происходит сброс газа и отделение остаточной воды от нефтяной

смеси. Давление в сепараторе С-3 определяемое датчиком давления PT0301, поддерживается

регулирующим клапаном КРЭ3-1, установленным на линии выхода газов DN100 из сепаратора

С-3. При отсутствии Блока оперативного учета перед КРЭ3-1 устанавливают измерительную

линию газа низкого давления ИЛ-2. Для аварийного сброса газа при превышении рабочего

давления в сепараторе С-3 более чем в 005 раз предусмотрен предохранительный клапан КП3-

1. Уровень нефти в сепараторе С-3, определяемый уровнемером LT0301 (50% заполнения),

поддерживается регулирующим клапаном КРЭ3-2, установленным на линии выхода нефти из

сепаратора С-3. При отсутствии Блока оперативного учета перед КРЭ3-2 устанавливают

измерительную линию нефти ИЛ-3. Визуальный контроль над параметрами работы

сепаратора С-3 производится по показаниям манометра PG0301, термометра TG0301 и

визуальной уровнемерной колонки LG0301. Шаровые краны КШ3-12, КШ3-13 служат для

возможности отключения уровнемерной колонки. Сброс пластовой воды из сепаратора С-3,

производится через кран шаровой КШ3-8 электроприводным клапаном КЭ3-1 периодически

при срабатывании межфазного сигнализатора уровня LS0303. Для контроля температуры

нефти в сепараторе С-3 предусмотрен датчик температуры TT0301. Дренаж с сепаратора С-3

осуществляется через шаровой кран КШ3-8 по трубопроводу DN50 в дренажную емкость

ДЕ-1.

Далее нефть через арматурный блок АБ-6 (вход №1, выход №1, выход №2) через кран

шаровой КШ5-1 поступает в блок хранения дегазированной обезвоженной нефти БХ-2

объемом 50 м3. Параметры работы емкости Е-З (давление, температура, степень наполнения)

контролируются датчиком давления PT0501, датчиком температуры TT0501 и уровнемером

LT0501 (не более 80% по высоте). Визуальный контроль над параметрами работы емкости Е-

З производится по показаниям манометра PG0501, термометра TG0501 и визуальной

уровнемерной колонки LG0501. Шаровые краны КШ5-7, КШ5-8 служат для возможности

отключения уровнемерной колонки. По срабатыванию сигнализатора верхнего аварийного

уровня LS0501 осуществляется прекращение подачи газоводонефтяной смеси на ПНН. По

срабатыванию сигнализатора нижнего аварийного уровня LS0502 происходит отключение

насосов Н7-1 и Н7-2 в насосном блоке внешней перекачки. Дренаж с емкости Е-З

осуществляется через шаровой кран КШ5-2 по трубопроводу DN50 в дренажную емкость

ДЕ-1.

Пластовая вода из блока конечной ступени сепарации или блока очистки пластовой воды

поступает в емкость Е-2 блока хранения пластовой воды по трубопроводу DN100 через кран

шаровой КШ-4-1. Сброс избыточного давления до 0,02 МПа в емкости Е-2 происходит через

дыхательный клапан КД4-1. Параметры работы емкости Е-2 (давление, температура, степень

наполнения) контролируются датчиком давления PT0401, датчиком температуры TT0401 и

уровнемером LT0401 (не более 80% по высоте). Визуальный контроль над параметрами

работы емкости Е-2 производится по показаниям манометра PG0401, термометра TG0401 и

визуальной уровнемерной колонки LG0401. Шаровые краны КШ4-7 и КШ4-8 служат для

возможности отключения уровнемерной колонки. По срабатыванию сигнализатора верхнего

аварийного уровня LS0401 осуществляется прекращение подачи ГЖС на ПНН. Дренаж с

емкости Е-2 осуществляется через шаровой кран КШ4-2 по трубопроводу DN50 в дренажную

емкость ДЕ-1.

Насосные блоки внешней перекачки включают четыре насосных агрегата: два из

которых (один основной, один резервный) предназначены для перекачки нефти от блоков

хранения дегазированной обезвоженной нефти через блок оперативного учета (опционально)

продукта на комбинированный стояк верхнего/нижнего налива производительностью 60 м3/ч;

а два других (один основной, один резервный) предназначены для перекачки пластовой воды

от блока хранения пластовой воды через блок оперативного учета продукта (опционально) на

блок ГФУ для утилизации, их производительность 10 м3/ч. В пределах насосного блока

внешней перекачки нефть по всасывающему трубопроводу DN100 через кран шаровой КШ7-

1 (КШ7-3) поступает на насос Н7-1 (Н7-2). Для защиты насоса Н7-1 (Н7-2) от механических

примесей на всасывающей линии предусмотрен сетчатый фильтр Ф7-1 (Ф7-2), оснащенный

для контроля над загрязнением датчиком перепада давления PdT0701

(PdT0702). По

напорному трубопроводу DN100 через кран шаровой КШ7-2 (КШ7-4) нефть насосом Н7-1

(Н7-2) подается на блок оперативного учета продукта. Контроль давления, создаваемого

насосом Н7-1 (Н7-2) производится по показаниям датчика давления PT0701 (PT0702),

установленного на нагнетательной линии. Обратный клапан КО7-1 (КО7-2) служит для

защиты насоса Н7-1 (Н7-2) от обратного тока жидкости. Для визуального контроля над

работой насоса Н7-1 (Н7-2) на всасывающей и нагнетательной линии насоса Н7-1 (Н7-2)

расположены манометры PG0701 (PG0703) и PG0702 (PG0704) соответственно.

Пластовая вода по всасывающему трубопроводу DN100 через кран шаровой КШ7-5

(КШ7-7) поступает на насос Н7-3 (Н7-4). Для защиты насоса Н7-3 (Н7-4) от механических

примесей на всасывающей линии предусмотрен сетчатый фильтр Ф7-3 (Ф7-4), оснащенный

для контроля над загрязнением датчиком перепада давления PdT0703

(PdT0704). По

напорному трубопроводу DN100 через кран шаровой КШ7-6 (КШ7-8) нефть насосом Н7-3

(Н7-4) подается на блок оперативного учета продукта. Контроль давления, создаваемого

насосом Н7-3

(Н7-4) производится по показаниям датчика давления PT0703

(PT0704)

установленного на нагнетательной линии. Обратный клапан КО7-3 (КО7-4) служит для

защиты насоса Н7-3 (Н7-4) от обратного тока жидкости. Для визуального контроля над

работой насоса Н7-3 (Н7-4) на всасывающей и нагнетательной линии насоса Н7-3 (Н7-4)

расположены манометры PG0705

(PG0707) и PG0706

(PG0708) соответственно.

Дренаж жидкости с любого блока установки ПНН при необходимости может быть

осуществлен в дренажную емкость ДЕ-1 путем подключения трубопровода подачи жидкости

DN50. Дренаж осуществляется принудительно самовсасывающим насосом Н10-1. Для защиты

емкости ДЕ-1 от переполнения автоматическое отключение насоса Н10-1 осуществляется по

срабатыванию сигнализатора верхнего аварийного уровня LS1001. Краны шаровые КШ10-1 и

КШ10-2 служат для отключения насоса Н10-1 на период обслуживания, замены или ремонта.

Для возможности подачи жидкости самотеком из емкостей, находящихся под давлением на

байпасной линии предусмотрен кран шаровой КШ10-3. Обратный клапан КО10-2 служит для

предотвращения возможности оттока жидкости из дренажной емкости обратно в дренируемые

блоки. Сброс избыточного давления до

0,02 МПа в емкости ДЕ-1 происходит через

дыхательный клапан КД10-1. Параметры работы емкости ДЕ-1 (давление и температура)

контролируются датчиком давления PT1001 и датчиком температуры TT1001. Визуальный

контроль над параметрами работы емкости ДЕ-1 производится по показаниям манометра

PG1001, термометра TG1001 и визуальной уровнемерной колонки LG1001

(степень

наполнения не более 80% по высоте). Шаровые краны КШ10-8 и КШ10-9 служат для

возможности отключения уровнемерной колонки. Откачка дренажных стоков из емкости ДЕ-

1 осуществляется через шаровой кран КШ10-7 по трубопроводу DN50 в передвижную

цистерну при помощи самовсасывающего насоса Н10-2. Отключение насоса Н10-2

производится в ручном режиме, либо происходит автоматически по срабатыванию

сигнализатора нижнего аварийного уровня LS1002. Обратный клапан КО10-1 служит для

защиты насоса Н10-2 от обратного тока жидкости. Шаровой кран КШ10-4 служит для

продувки или пропарки емкости ДЕ-1 в период технического обслуживания. При

необходимости подогрева дренажных стоков в емкости ДЕ-1, оборотный промежуточный

теплоноситель от блока нагрева продукции через арматурный блок АБ-2 поступает в

теплообменное устройство емкости ДЕ-1 по трубопроводу DN50 через кран шаровой КШ10-5

и возвращается в блок нагрева продукции через арматурный блок АБ-2 по трубопроводу DN50

через кран шаровой КШ10-6.

Газ высокого и низкого давления поступает в блок оперативного учета продукта

(опционально) по трубопроводу DN100 от блока первой ступени сепарации через кран

шаровой КШ8-1(КШ8-4). Учет и измерение параметров газа при помощи датчика давления

РТ0801(РТ0802), датчика температуры ТТ0801(ТТ0802) и расходомера FE0801(FE0802)

происходит на измерительной линии газа высокого давления ИЛ-1(ИЛ-2). После учета и

измерения основных параметров газ по трубопроводу DN100 через кран шаровой КШ8-

2(КШ8-5) подается на блок факельной установки.

Нефть поступает в блок оперативного учета продукта (опциально) по трубопроводу

DN100 от насосного блока через кран шаровой КШ8-7. Учет и измерение параметров нефти

при помощи датчика давления РТ0803, датчика температуры ТТ0803, расходомера FE0803 и

манометра МТ0803 происходит на измерительной линии нефти ИЛ-3. После учета и

измерения основных параметров нефть по трубопроводу DN100 через кран шаровой КШ8-8

подается на комбинированный стояк верхнего/нижнего налива АСН.

Пластовая вода поступает в блок оперативного учета продукта

(опциально) по

трубопроводу DN100 от насосного блока через кран шаровой КШ8-10. Учет и измерение

параметров пластовой воды при помощи датчика давления РТ0804, датчика температуры

ТТ0804 и расходомера FE0804 происходит на измерительной линии воды ИЛ-4. После учета

и измерения основных параметров пластовая вода по трубопроводу DN100 через кран

шаровой КШ8-11 подается на блок факельной установки для утилизации.

Сведения о фонде добывающих скважин Кирсановского месторождения представлены в

таблице (Таблица 1).

Сведения о нефтепроводах Кирсановского месторождения приведены в таблице

(Таблица 2).

Сведения о пункте подготовки и сбора нефти Кирсановского месторождения

представлены в таблице (Таблица 3).

Сведения о ПНН Кирсановского месторождения приведены в таблице (Таблица 4).

Технологическая схема Кирсановского месторождения представлена на рисунке

(Рисунок 1).

Таблица 1 - Сведения о фонде добывающих скважин Кирсановского месторождения

Диаметр

Среднесуточный

Категори

Пластовое

Температура

устья

Плотность пластовой

дебит нефти

дебит жидкости

№ скважин

давление, МПа

пластовой

скважин,

нефти кг/м³

т/сут

скважин

(изб.)

нефти, ^оС

мм

Скважины

№№ 20, 30,

81, 147,

Эксплуат

133, 5Р,

аци-

12,3 - 12,5

897,3 - 894,6

14,2

16,9

11Г, 18Г,

онные

14Г, 17Г,

6Р, 12Г

Таблица 2 - Сведения о нефтепроводах Кирсановского месторождения

Максимальная

Давление

длина

Наименование

Количество

Наименование

Способ

Протяжённость,

Диаметр

кгс/см²

трубопроводов

Время закрытия

опасного

нефтепровода

прокладки

мм

(min -

между

отсекающих клапанов

вещества

вещества, т

maх)

отсекающими

клапанами, м

Выкидной

трубопровод от

Подземный

810

Сырая нефть

114х6

0,6-4,0

2,87

810

ручная арматура

скважины №30

до СКЖ -1

Выкидной

трубопровод

Подземный

130

Сырая нефть

114х5

0,6-4,0

0,48

130

ручная арматура

скважины №133

до СКЖ-1

Выкидной

трубопровод от

Подземный

Сырая нефть

114х5

0,6-4,0

0,27

ручная арматура

скважины №147

до АГЗУ

Выкидной

трубопровод от

Подземный

202

Сырая нефть

114х6

0,6-4,05

0,34

202

ручная арматура

скважины №81

до СКЖ-1

Максимальная

Давление

длина

Наименование

Количество

Наименование

Способ

Протяжённость,

Диаметр

кгс/см²

трубопроводов

Время закрытия

опасного

нефтепровода

прокладки

мм

(min -

между

отсекающих клапанов

вещества

вещества, т

maх)

отсекающими

клапанами, м

Выкидной

трубопровод от

Подземный

Сырая нефть

89х5

0,6-4,05

1,32

ручная арматура

скважины №6Р

до СКЖ-2

Выкидная линия

скважины №20

Подземный

250

Сырая нефть

108х6

0,6-4,0

0,8

250

ручная арматура

до АГЗУ №1

Выкидная линия

скважины №5Р

Подземный

1385

Сырая нефть

89х5

0,6-4,0

2,38

1385

ручная арматура

до СКЖ-1

Выкидная линия

скважины №11Г

Подземный

200

Сырая нефть

89х5

0,6-4,0

0,35

200

ручная арматура

до СКЖ

Выкидная линия

скважины №18Г

Подземный

200

Сырая нефть

89х5

0,6-4,0

0,35

200

ручная арматура

до АГЗУ №1

Выкидная линия

скважины №14Г

Подземный

800

Сырая нефть

89х5

0,6-4,0

3,0

800

ручная арматура

до АГЗУ №1

Выкидная линия

скважины №17Г

Подземный

Сырая нефть

89х5

0,6-4,0

0,12

ручная арматура

до врезки

Выкидная линия

скважины №12Г

Подземный

Сырая нефть

89х5

0,6-4,0

0,09

ручная арматура

до СКЖ-3

Нефтегазо-

сборный

трубопровод от

Подземный

3450

Сырая нефть

159х6

0,6-4,0

25,35

3450

ручная арматура

СКЖ-1 до ПНН

«Кирсановка»

Максимальная

Давление

длина

Наименование

Количество

Наименование

Способ

Протяжённость,

Диаметр

кгс/см²

трубопроводов

Время закрытия

опасного

нефтепровода

прокладки

мм

(min -

между

отсекающих клапанов

вещества

вещества, т

maх)

отсекающими

клапанами, м

Нефтегазо-

сборный

трубопровод от

СКЖ-2 до

Подземный

600

Сырая нефть

89х5

0,6-4,0

2,3

600

ручная арматура

врезки в

нефтепровод

СКЖ-1 до ПНН

«Кирсановка»

Нефтегазосбор-

ный

трубопровод от

Подземный

1250

Сырая нефть

159х6

0,6-4,0

8,83

1250

ручная арматура

АГЗУ №1 до

ПНН

«Кирсановка!

Сборный

трубопровод от

СКЖ №3 до

врезки в

Подземный

200

Сырая нефть

89х5

0,6-4,0

0,35

200

ручная арматура

трубопровод от

СКЖ №1 до

ПНН

Кирсановка

Сборный

трубопровод от

СКЖ №4 до

врезки в

Подземный

100

Сырая нефть

89х5

0,6-4,0

0,17

100

ручная арматура

трубопровод от

СКЖ №1 до

ПНН

Кирсановка

Таблица 3 - Сведения о Пункте подготовки и сбора нефти Кирсановского месторождения

Наименование

Наименование, тип, марка, модель

площадки,

(при наличии), регистрационный или

Наличие

Характери-

участка, цеха,

Краткая

учетный № (для подъемных

Проектные (эксплуатационные)

обвалования/

стика

здания,

характеристика

сооружений и оборудования,

характеристики, дата изготовления,

штатных

покрытия

сооружения,

опасности

работающего под давлением,

дата ввода в эксплуатацию

систем

площадки

входящих в

подлежащего учету в

откачки

состав ОПО

регистрирующем органе)

Марка: НГС 2-0,6-1600-1

Объем (V) - 12,5 м³, давление (Р) - 0,7

Грунтовое

Сепарационна

Использование

Зав. № 521

МПа, Количество опасного вещества-

покрытие

нет/нет

я емкость

опасных веществ

Наименование опасного вещества -

горючей жидкости - 6,04т

сырая нефть

Cтепень наполнения не более 80%

Марка: БЕ-1, БЕ-2 - 2шт.

Объем (V) - 100 м³, давление (Р) - атм.,

Грунтовое

Буферные

Хранение

Зав. № № 1209-1, 8144

Количество

опасного

вещества-

покрытие

нет/нет

емкости

опасных веществ

Наименование опасного вещества -

горючей жидкости - 135,37т

сырая нефть

Cтепень наполнения не более 80%

Марка: ДЕ № 1/1

Объем (V) - 100 м³, давление (Р) - атм.,

Грунтовое

Дренажная

Хранение

Зав. № б/н

Количество

опасного

вещества-

покрытие

нет/нет

емкость

опасных веществ

Наименование опасного вещества -

горючей жидкости - 0,88т

сырая нефть

Cтепень наполнения не более 80%

1.2.3 Географические и навигационно-гидрологические характеристики

территории

Административно - территориальная принадлежность Кирсановского месторождения -

Россия, Оренбургская область, Северный район.

На западе и северо-западе район граничит с Самарской областью, на севере и востоке - с

Татарстаном, на юго-востоке и юге

- с Абдулинским и Бугурусланским районами

Оренбургской области.

Площадь участка недр Кирсановского месторождения 34,66 км².

Ближайшие населенные пункты: н. п. Секретарка непосредственно проходит

проектируемая трасса ВЛ, н. п. Павловка - в 2,1 км южнее объекта, н. п. Кирсановка - в 1,1 км

южнее, н. п. Яковлево - 2,8 км юго-восточнее.

Дорожная сеть представлена автодорогами М-5 Москва - Челябинск, В 25 км северо-

западнее проходит железная дорога Ульяновск-Бугульма. Ближайшая к месторождению

железнодорожная станция - Дымка. В 60 км южнее проходит железная дорога Самара-Уфа.

Транспортная связь в этом направлении также осуществляется по автомобильной дороге

Северное - Бугуруслан.

Подъезд к району работ автотранспортом - свободный в летнее время года.

Основная часть территории района занята сельхозугодиями. Леса занимают около

30 % площади и находятся на возвышенных поверхностях, а также прилегающих к ним

склонах долин рек и ручьев.

По данным администрации Северного района Оренбургской области, в радиусе 3 км

располагается водозаборная скважина для снабжения населения с. Секретарка, зон санитарной

охраны подземных источников водоснабжения на участке работ нет.

Согласно информации из Управления Роспотребнадзора по Оренбургской области за

период с января 2011 по декабрь 2018 г. заключения по проектам зон санитарной охраны

водоисточников не выдавались.

Подземные воды на территории Кирсановского месторождения скважинами глубиной

8,0-10,0 м не вскрыты.

Гидрографическая сеть района участка изысканий представлена р. Кандыз,

р. Секретарка, р. Елшанка, р. Иркуль и р. Сула и овражной сетью вышеперечисленных водных

объектов.

В районе Кирсановского месторождения р. Иркуль, Кандыз и Секретарка пересекаются

трассами проектируемой линией ВЛ.

 р. Иркуль на ПК96+35, ПК54+63 и ПК55+50.

 р. Кандыз ПК52+34.

 р. Секретарка ПК9+45.

Участки перехода линии ВЛ на реке Иркуль расположены на расстоянии 4 км (ПК96+35)

и 300 м. (ПК54+63 и ПК55+50) от места впадения р. Иркуль в р. Кандыз. Речка Иркуль впадает

в р. Елшанка с левого берега. Общая длина реки около 8,0 км. Площадь водосбора до перехода

на ПК54+63 и ПК55+50 составляет 39,5 км², от перехода на ПК96+35 площадь составляет

16,31 км2. Ширина русла на переходе ПК96+35 составляет 15 м. Пойма реки на данном участке

40 м. Долина реки - 200 м, V-образной формы. Глубина на месте перехода небольшая и

составила максимально 0,9 м, средняя глубина 0,6-0,7 м. Скорость течения составляет

0.101 м/с. По левому берегу тянутся холмы, впритык примыкающие к реке, правый берег

пологий. Русло обильно заросшее кустарником, травой и деревьями. На момент проведения

изысканий река не промёрзшая, толщина льда 0,3-0,6 м.

Ширина русла на переходе ПК55+50 составляет около 2 м. Пойма реки на данном

участке 15 м и сильно заболочена. Долина реки - 70 м, корытообразная, пологая. Глубина на

месте перехода небольшая и составила 0,1-0,2 м. Течение отсутствует. Данный переход

является затоном реки Иркуль и имеет подпор от реки во время весеннего половодья.

Ширина русла на переходе ПК54+63 составляет около 8 м. Пойма реки на данном

участке до 10 м. Долина реки - 300 м, V-образной формы. Глубина на месте перехода

составила максимально 1,1 м, средняя глубина 0,8-0,9 м. Скорость течения составляет

0.134 м/с. Берега заросшие кустарником и деревьями, деревья так же лежат в русле,

поваленные бобрами. На момент проведения изысканий толщина льда составила 0,3 м.

Выстилающие дно грунты реки Иркуль, в основном супеси, местами песчано-гравийная смесь

с иловыми отложениями.

Ширина русла на переходе через р. Кандыз ПК52+34 составляет 7,5 м. Речка Кандыз

впадает в р. Ик с левого берега. Общая длина реки около 65 км. Общая водосборная площадь

составляет 804 км², до места перехода водосборная площадь составляет 72,2 км². Пойма реки

на данном участке до

10,5 м. Ширина долины реки составляет до

300 м, форма

корытообразная, пологая. Максимальная глубина на месте перехода до 1,3 м, средняя глубина

1,1-1,2 м. Скорость течения реки на данном участке составляет 0,15 м/с. В 0,5 км ниже по

течению в р. Кандыз впадают р. Иркуль и Секретарка.

Переход на р. Секретарка (ПК9+45) располагается на расстоянии 2 км от места впадения

в р. Кандыз. Речка Секретарка впадает в р. Кандыз по правому берегу. Общая длина реки около

8,5 км. Площадь водосбора до места перехода 29,55 км². Ширина русла на переходе 8 м. Пойма

реки на данном участке составляет около 40 м, широкая двусторонняя. Долина реки шириной

до 150 и имеет V-образную форму. Глубина на месте перехода варьируется от 0,3 до 0,7 м.

Скорость течения реки на данном участке составляет 0,09 м/с. Русло частично замерзшее,

глубина льда составляла от 0,2 до 0,3 м. Площадь бассейна в верховье залесена. Русло умерено

извилистое. Верхнее течение располагается по дну глубокого оврага, заросшего кустарником

и широколиственными деревьями. Берега крутые местами обрывистые. В районе работ русло

раздваивается. Берега покрыты древесно-кустарниковой растительностью. Выстилающие дно

грунты в основном супеси с иловыми отложениями, суглинки.

Территория месторождения изрезана оврагами, большинство из которых имеют

меридиональное простирание.

К опасным (особо опасным) гидрологическим явлениям относятся такие явления,

которые по своей интенсивности, району распространения и продолжительности могут

нанести значительный ущерб и вызывать стихийные бедствия.

Все площадные объекты располагаются за пределами водоохранных зон водных

объектов и не подвергаются подтоплению и опасным воздействиям от водных объектов.

Ближайшим водным объектом к площадке АГЗУ и КТП является исток реки Иркуль,

расположенный в 1,5 км юго-восточнее.

На прилегающей территории к площадкам скважин Кирсановского месторождения,

расположены пастбищные земли сельскохозяйственного назначения. Рельеф на площадке

равнинный, отметки колеблются от 270.00 до 350 МБс.

Площадка ПС 35/10 кВ «Секретарка» расположена в 0,34 км восточнее от реки

Секретарка.

На прилегающей территории ПС 35/10 кВ «Секретарка» расположены пастбищные

земли сельскохозяйственного назначения. Площадка ПС 35/10 кВ «Секретарка» огорожена по

периметру металлическим забором. В северо-восточной части площадки ПС

35/10 кВ

«Секретарка» находится территория Северного РЭС, в юго-восточной части площадки

проходит насыпная автодорога с твердым покрытием, с западной стороны к площадке.

ПС 35/10 кВ «Секретарка» подходит две воздушных линии электропередач мощностью 35 кВ.

Рельеф на площадке равнинный, максимальная отметка

201,25 в юго-западной части

площадки изысканий, минимальная отметка 197,13 в северо-восточной части площадки

изысканий.

В водоохранной зоне нефтедобывающие скважины и промысловые трубопроводы не

расположены.

Обзорная схема размещения объектов Кирсановского месторождения по отношению к

водным объектам представлена на рисунке (Рисунок 2).

Наступление ледостава на реках происходит в середине ноября, а первые ледовые

образования появляются в первых числах ноября. Вскрытие рек происходит, в основном, в

середине апреля.

Рельеф района сыртовый, средне расчленённый, с развитой сетью балок и оврагов.

Территория района представляет слабо наклонную сыртовую равнину. Сырты чаще

всего имеют вид широких гряд со склонами, рассеченными длинными и широкими долинами.

Вершины сыртов мягковолнистые и лишены резко очерченных «Шиханов».

Рельеф территории Северного района всхолмленный, изрезан балками и оврагами, с

общим уклоном на северо-запад. Разность наибольшей и наименьшей отметин участка равна

78 м.

Сильная расчлененность рельефа в границах проектирования в целом по территории

Северного района, и наличие в литологическом разрезе мягких пород, легко поддающихся

размыву, наряду с ливневым характером летних осадков и бурным снеготаянием определяют

высокую интенсивность и площадное развитие процессов роста овражно-балочной системы,

эрозионного размыва и смыва верхнего слоя почв текучими дождевыми и талыми водами.

В соответствии с картами общего сейсмического районирования территории РФ

максимальное сейсмическое воздействие на территории Оренбургской области составляет

5 баллов по шкале интенсивности землетрясений.

Обзорная карта района работ представлена на рисунке (Рисунок 3).

ПЛАН ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ РАЗЛИВОВ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ АО «ОРЕНБУРГНЕФТЕОТДАЧА» КИРСАНОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ (2019 год) - часть 1