содержание .. 1 2 3 ..
ПЛАН ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ РАЗЛИВОВ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ АО «ОРЕНБУРГНЕФТЕОТДАЧА» КИРСАНОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ (2019 год) - часть 2
1.2.4 Гидрометеорологические и экологические особенности района
Согласно СП131.13330.2012 «Строительная климатология» район работ расположен в
климатическом районе IВ. Район характеризуется континентальным климатом со всеми
присущими ему чертами: холодной зимой, теплым летом, быстрым переходом от зимы к лету
и т.д. Зимой Северный район находится под влиянием холодных материковых масс воздуха,
проникающих с востока.
Снежный покров лежит около
6 мес. Средняя высота его
50 см. Характерной
особенностью зимнего периода является сочетание низких температур с сильными ветрами.
Летом в Северном районе преобладает континентальный воздух. Он приходит из
пустыни Казахстан или же формируется на месте путем прогрева.
По агроклиматическому районированию Северный район отнесен к первому
агроклиматическому району - повышенного увлажнения.
Сумма среднесуточных температур воздуха за период с температурами выше 10º на
повышенных местах 21º, в пониженных 21º-23º, количество осадков за год больше 400 мм.
Запасы продуктивной влаги в слое почвы 100 см., весной в момент перехода среднесуточных
температур воздуха через 5º - больше 160 мм.
Продолжительность безморозного периода
115
-
125 дней, заморозки в воздухе
заканчиваются во второй декаде мая, а в отдельные годы возможны и в первой декаде июня.
Число дней с суховеями различной интенсивности от
20 до
30. Средняя
продолжительность залегания снежного покрова 145-150 дней.
Продолжительность безморозного периода составляет в среднем 120 дней.
Первый снег ложится во второй декаде октября. Устойчивый снежный покров
появляется в среднем
10 ноября. Распределение снега на полях характеризуется как
равномерное. Разрушение и сход устойчивого снежного покрова приходятся на 12-16 апреля.
Самым теплым месяцем года является июль, его средняя температура составляет 20,1°С
(МС Бугуруслан). Январь наиболее холодный месяц со средней температурой минус 13,0°С.
Средняя из абсолютных минимумов минус
31,9°С. Средняя месячная максимальная
температура воздуха самого жаркого месяца (июль) равна 20,1 °С. Температура холодного
периода (средняя температура наиболее холодной части отопительного периода) равна минус
13,0 °С (МС Бугуруслан).
Среднегодовая относительная влажность составляет 75%. Средние месячные значения
относительной влажности изменяются от 53% в мае до 85% в ноябре-декабре.
По количеству осадков район относится к зоне умеренного увлажнения, их годовое
количество составляет 459 мм (МС Бугуруслан) (табл. 5). Наибольшее количество осадков
приходится на июль и июнь (51 мм), а наименьшее — на март (23 мм). Суммы осадков в
отдельные годы могут значительно отклоняться от среднего значения. Количество осадков,
выпадающих в жидком виде (дожди), составляет около 70%, в твердом (снег) — 20%,
смешанные осадки — 10%. В июне, июле, августе осадки выпадают только в жидком виде, за
исключением случаев града.
В период отрицательных среднесуточных температур осадки выпадают в виде снега,
образуя снежный покров. Он формируется не сразу, так как наступающие обычно потепления
быстро разрушают его.
Преобладающими направлениями ветра за год и в холодный период в районе работ
являются южное и юго-западное. В летний период увеличивается повторяемость северо-
западных ветров. Зимний период характеризуется более сильными ветрами, чем летний.
Средние скорости ветра невелики (так среднегодовая скорость ветра составляет порядка
3,1 м/с).
Нормативное значение веса снегового покрова S0 на 1 м2 горизонтальной поверхности
земли (СП 20.13330.2011 «Нагрузки и воздействия») принимается по снеговому району - V:
Средняя скорость ветра за зимний период (СП 20.13330.2011 «Нагрузки и воздействия»)
5,4 м/с. Нормативное значение ветрового давления W0 (СП 20.13330.2011 «Нагрузки и
воздействия») принимается по ветровому району - II:
Толщина стенки гололеда, b, мм (превышаемая раз в 5 лет), на элементах кругового
сечения диаметром
10 мм, расположенных на высоте
10 м над поверхностью земли
принимается по картам районирования (СП 20.13330.2011 «Нагрузки и воздействия») - в IV
гололедном районе.
Среди опасных атмосферных явлений наиболее важно изучение гроз, туманов, метелей
и гололедом.
Грозы наблюдаются только летом и число их относительно невелико. Среднее число
дней с грозой - 29. Более высокая повторяемость числа дней с грозами наблюдается в июне.
Продолжительность гроз невелика, средняя за месяц продолжительность гроз наибольшая в
июне. В остальные месяцы продолжительность гроз значительно меньше. Грозы
наблюдаются, преимущественно, в послеполуденное время, поэтому максимальная
продолжительность гроз приходится на время от 12 до 24 часов. Среднее годовое число с
туманами равно 20, средняя за месяц наибольшее приходится на март - 3. Основная часть
туманов приходится на холодное время года. Среднее годовое число дней с метелью - 21.
Среднее годовое число дней с гололедом - 7.
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.
К особо опасным метеорологическим явлениям относятся такие явления, которые по
своей интенсивности, району распространения и продолжительности могут нанести
значительный ущерб и вызвать стихийные бедствия.
В районе возможны следующие стихийные метеорологические явления:
- ветер - максимальная скорость 25 м/с;
- сильный дождь - количество осадков 50 мм и более за 12 часов и менее;
- сильный снегопад - количество осадков 200 мм и более за 12 часов и менее;
- сильная метель - в течение дня или ночи преобладающая скорость ветра 15 м/с и
более;
- сильный мороз;
- сильная жара;
- сильный туман - видимость 100 м и менее;
- чрезвычайная пожарная опасность.
На территории опасных объектов Кирсановского месторождения АО
«Оренбургнефтеотдача» предусмотрены технические решения, направленные на
максимальное снижение негативных воздействий особо опасных погодных явлений:
- ветровые нагрузки - в соответствии с требованиями СНиП 2.01.07-85 «Нагрузки и
воздействия» элементы конструкций зданий и сооружений рассчитаны на восприятие
ветровых нагрузок - 30 кгс/м2 (нормативное значение от средней составляющей ветровой
нагрузки на высоте 5 метров над поверхностью земли с наветренной стороны);
- выпадение снега - конструкции кровель зданий рассчитаны на восприятие снеговых
нагрузок, установленных СНиП 2.01.07-85 «Нагрузки и восприятия» для данного района;
- грозовые разряды
- согласно требованиям РД
34.21.122-87
«Инструкция по
устройству молниезащиты зданий и сооружений» здания и сооружения оборудованы
системой защиты от разрядов атмосферного электричества.
Климатические воздействия не представляют непосредственной опасности для жизни и
здоровья людей, находящихся на территории объекта. При обильных затяжных снегопадах с
выпадением более 20 мм снега за сутки может быть затруднен доступ сил и средств
ликвидации ЧС к месту аварийного разлива. Последствия подобных погодных явлений,
влияющих на доступ сил и средств ликвидации к месту ЧС, устраняются в плановом порядке
в соответствии с установленным технологическим регламентом работ силами персонала и
привлекаемых по договорам сторонних организаций.
Экологические особенности в зоне действия Плана ЛРН, объекты приоритетной
защиты
(системы жизнеобеспечения населения, объекты повышенного риска, особо
охраняемые природные территории, заповедники, заказники, природные, культурные,
исторические объекты с особым правовым статусом) отсутствуют.
В районе расположения опасных объектов Кирсановского месторождения АО
«Оренбургнефтеотдача» редких и/или находящихся под угрозой исчезновения видов растений,
животных, птиц нет.
Природные, экономические, исторические, культурные объекты, которые
представляли бы высокую экономическую, экологическую, рекреационную ценность, а
также особо чувствительные (уязвимые) природные зоны или объекты (природные, культурные
и т.п.) в непосредственной близости от предприятия отсутствуют.
Район расположения опасных объектов Кирсановского месторождения АО
«Оренбургнефтеотдача» освоен в промышленном отношении, поэтому испытывает
техногенные нагрузки.
Особо охраняемые природные территории (ООПТ) - это 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.
Согласно справке, представленной Министерством природных ресурсов и экологии
Российской Федерации № 12-47/18318 от 18.08.14 ООПТ федерального значения на участке
изысканий отсутствуют.
Согласно справке, представленной Министерством природных ресурсов по
Оренбургской области № ВБ-12-20/7930 от 26.06.2014 г. особо охраняемые природные
территории регионального значения отсутствуют.
Согласно справке, представленной Администрацией Северного района Оренбургской
области № 01-01-16/33 от 30.01.2014 г. особо охраняемые природные территории местного
значения отсутствуют.
1.3 Мероприятия по предупреждению ЧС(Н)
1.3.1 Возможные источники ЧС(Н)
Источниками ЧС(Н) на опасных объектах Кирсановского месторождения АО
«Оренбургнефтеотдача» являются аварии и инциденты, связанные с эксплуатацией
емкостного и другого технологического оборудования из-за значительных объемов
содержащейся в нем горючей жидкости (нефти и нефтепродуктов). При разгерметизации
емкостного оборудования в аварии, как правило, участвует большое количество вещества, что
может привести к эффекту «домино».
Причинами возникновения возможных аварийных ситуаций на технологических
установках могут быть:
1) Опасности, связанные с типовыми процессами.
Технологические процессы, осуществляемые на технологических установках связаны
с рядом опасных и вредных производственных факторов: большие объемы углеводородного
сырья, наличие динамического оборудования, высокое напряжение, давление и т.д.
2) Отказ оборудования (его элементов) вследствие усталости материалов, заводских
дефектов труб и оборудования; брака СМР; коррозии оборудования; физического износа
34
оборудования; механического повреждения
(вследствие некачественных строительно-
монтажных, ремонтных и пусконаладочных работ и т.д.) или температурной деформации
оборудования; дефектов оснований резервуаров (неравномерная осадка ведет к образованию
чрезмерных растягивающих усилий от давления жидкости); опасностей, связанных с
нерегламентированными процессами
(гидравлические удары, вибрация, превышения
давления), образование взрывоопасных топливовоздушных смесей при потере
герметичности оборудования или трубопроводов за счет подсоса воздуха; и прекращение
подачи энергоресурсов (электроэнергии, пара, воды, воздуха КИП).
3) Ошибки персонала, в т.ч. нарушение режимов эксплуатации резервуаров и
оборудования:
переполнение резервуаров;
превышение скорости наполнения и опорожнения;
превышение давления в оборудовании выше допустимого;
образование недопустимого разрежения внутри резервуара;
ошибки при проведении чистки, ремонта и демонтажа
(механические
повреждения, дефекты сварочно-монтажных работ);
нарушение правил безопасности, в том числе при проведении огневых и
газоопасных работ.
4) Внешние воздействия природного и техногенного характера, в т. ч. разряды от
статического электричества; грозовые разряды; смерчи и ураганы; весенние паводки и
ливневые дожди; снежные заносы и понижение температуры воздуха; землетрясения;
диверсии.
Аварийные ситуации и инциденты можно условно разделить на группы: аварии
(инциденты) на эксплуатационных скважинах, аварии на технологических коммуникациях
(промысловых трубопроводах) и аварии на производственных площадках.
Источники и причины техногенной ЧС (аварии и инциденты) имеют свои особенности
на каждом производственном объекте.
Аварии и инциденты на эксплуатационных скважинах
Главной потенциальной опасностью при строительстве и эксплуатации фонда скважин
является открытый нефтяной фонтан, сопровождающийся выбросами в атмосферу углеводо-
родов и токсичных веществ (сероводород - в составе пластовой продукции), с возможным
возгоранием (пожарами), взрывами и загазованностью территории.
В соответствии с принятой в бурении терминологией истечение из скважины бурового
раствора, нефти, газа или воды называют газонефтеводопроявлениями (ГНВП).
Основными причинами возникновения газонефтеводопроявлений на действующих
скважинах являются:
недостаточный оперативный контроль за текущими изменениями пластового
давления вследствие проводимых мероприятий по его поддержанию и других факторов;
глушение скважины перед началом работ неполным объемом или отдельными
порциями;
длительные простои скважины без промывки;
снижение плотности жидкости глушения в результате химической обработки;
нарушение технологии эксплуатации, испытания или ремонта скважин;
некачественное
крепление
технических
колонн,
перекрывающих
газонефтеводонасыщенные напорные горизонты;
уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет
поступления газа из пласта;
наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов
с большим количеством растворенного газа, значительно увеличивают опасность
возникновения газонефте-водопроявлений, даже если пластовое давление ниже
гидростатического;
разрушение установленного на скважине противовыбросового оборудования;
снижение прочности обсадной колонны в результате ее износа при спуско-
подъемных операциях.
Любое газонефтеводопроявление может привести к открытому фонтанированию
скважины - неуправляемому истечению пластовых флюидов через устье скважины.
Основными причинами перехода газонефтеводопроявления в открытые фонтаны
являются:
недостаточная обученность персонала буровых бригад
(бригад освоения,
испытания, ремонта скважин и специалистов компании) приемам и методам предупреждения
и ликвидации газонефтеводопроявлений;
несоответствие конструкции скважины фактическим горно-геологическим
условиям и требованиям «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности»;
некачественное цементирование обсадных колонн;
отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового
оборудования на устье скважины;
неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования.
отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных или
бурильных труб;
недостаточная дегазация раствора при газонефтепроявлении;
низкая производственная дисциплина.
Аварии и инциденты на промысловых трубопроводах
Трубопроводы транспорта являются источником повышенной опасности из-за наличия
большого количества сварных и фланцевых соединений, запорной и регулирующей арматуры,
жестких условий работы
(перепад давлений и температур) и значительных объемов
продуктов, перемещаемых по ним.
К причинам, которые могут привести к нарушению герметичности
внутрипромысловых нефтепроводов относятся:
- механические повреждения трубопроводов;
- коррозия труб;
- дефекты сварных швов;
- износ, «старение» металла трубопроводов;
- нарушение герметичности запорной арматуры;
- заводской брак;
- нарушение режима эксплуатации, техники безопасности и т.п.
Основной причиной аварий на технологических трубопроводах является коррозия
металла труб нефтепроводов. Коррозия оказывает отрицательное влияние на прочность
трубопроводов, внутренняя коррозия труб усиливается при наличии в составе
транспортируемого продукта сернистых соединений и минерализированной воды.
Скрытые дефекты труб являются одной из распространенных причин возникновения
утечек. Эти дефекты могут возникнуть в результате низкого качества проката при
изготовлении труб или сварки стыков при монтаже трубопроводов и ремонтных работах.
Основная опасность трубопроводного транспорта заключается в том, что при
повреждении или аварии создается угроза токсического или взрывопожароопасного выброса.
Наиболее вероятным местом повреждений или неплотностей трубопроводов являются
фланцевые соединения, задвижки, тройники, повороты. Разрушение трубопроводов может воз-
никнуть при резком повышении давления, значительных колебаний температуры,
коррозийном воздействии продукта, размораживании при низких температурах, а также при
плохом качестве монтажа, в частности, при неудовлетворительной сварке швов.
36
Негерметичность запорной арматуры может вызвать серьезные осложнения при эксплуатации
трубопроводов, так как не позволяет своевременно отключить оборудование в нужном случае.
Причинами негерметичности могут быть царапины на уплотняющей поверхности, попадание
на них механических примесей. Анализ причин промысловых газо-, конденсато-,
нефтепроводах показывает, что, помимо нарушений технологического режима, причиной
разрывов трубопроводов являются интенсивные волновые процессы (гидроудары). Опасность
разрывов возрастает при прохождении трубопроводов по пересеченной местности, через
автодороги и водные преграды.
Аварии и инциденты на производственной площадке
Емкостное технологическое оборудование, расположенное на производственной
площадке, является источником повышенной опасности из-за значительных объемов
содержащейся горючей жидкости. При разгерметизации емкостного оборудования в аварии,
как правило, участвует большое количество вещества, что может привести к эффекту
«домино».
Причинами возникновения возможных аварийных ситуаций на технологических
установках могут быть:
1) Опасности, связанные с типовыми процессами.
Технологические процессы, осуществляемые на технологических установках связаны с
рядом опасных и вредных производственных факторов: высокое давление в аппаратах и
трубопроводах, большие объемы углеводородного сырья, наличие динамического
оборудования, высокое напряжение и т.д.
Наличие высокого давления в аппаратах и трубопроводах в случае разгерметизации
оборудования создает условия, способствующие возникновению пожара, образованию
взрывоопасных смесей, отравления людей, находящихся в зоне повышенной опасности.
2) Отказ оборудования (его элементов) вследствие усталости материалов, заводских
дефектов труб и оборудования; брака СМР; коррозии оборудования; физического износа
оборудования; механического повреждения
(вследствие некачественных строительно-
монтажных, ремонтных и пусконаладочных работ и т. д.) или температурной деформации
оборудования; дефектов оснований резервуаров (неравномерная осадка ведет к образованию
чрезмерных растягивающих усилий от давления жидкости); опасностей, связанных с
нерегламентированными процессами
(гидравлические удары, вибрация, превышения
давления), образование взрывоопасных топливовоздушных смесей при потере герметичности
оборудования или трубопроводов за счет подсоса воздуха; и прекращение подачи
энергоресурсов (электроэнергии, пара, воды, воздуха КИП).
3) Ошибки персонала, в т.ч. нарушение режимов эксплуатации резервуаров и
оборудования:
переполнение резервуаров;
превышение скорости наполнения и опорожнения;
превышение давления в оборудовании выше допустимого;
образование недопустимого разрежения внутри резервуара;
ошибки при проведении чистки, ремонта и демонтажа (механические повреждения,
дефекты сварочно-монтажных работ);
нарушение правил безопасности, в том числе при проведении огневых и газоопасных
работ.
4) Воздействия природного и техногенного характера, в т. ч. разряды от статического
электричества; грозовые разряды; смерчи и ураганы; весенние паводки и ливневые дожди;
снежные заносы и понижение температуры воздуха; землетрясения, связанные с разработкой
месторождения; попадание оборудования объекта в зону действия поражающих факторов
аварий, происшедших на соседних установках и объектах; диверсии.
В таблице (Таблица 5) приведены сведения о возможных источниках ЧС(Н) для
объектов Кирсановского месторождения АО «Оренбургнефтеотдача».
Таблица 5 - Сведения о возможных источниках ЧС(Н)
Последствия воздействия ЧС(Н) на
Наименование источника ЧС(Н)
окружающую среду
Выкидные нефтепроводы,
Разлив нефти, загрязнение почвы.
нефтегазосборные трубопроводы
Образование облака топливно-воздушной
смеси, воспламенение, пожар, взрыв
Нефтедобывающая скважина
Загрязнение приустьевой площадки скважины.
Образование облака топливно-воздушной
смеси, воспламенение, пожар, взрыв.
Пункт сбора нефти
Загрязнение технологической площадки.
Образование облака топливно-воздушной
смеси, воспламенение, пожар, взрыв.
1.3.2 Прогнозирование объемов и площадей разливов нефти и
нефтепродуктов
Прогнозирование объемов и площадей разливов нефти выполнено в соответствии с
требованиями Постановления Правительства РФ №613.
В Приложении А представлены возможные источники ЧС(Н) на Кирсановском
месторождении.
Результаты прогнозирования максимально возможного количества пролитой нефти на
объектах Кирсановского месторождения АО «Оренбургнефтеотдача» представлены в таблице
(Таблица 6).
Таблица
6
- Результаты прогнозирования максимально возможного количества
пролитой нефти
Объем
Наименование
Площадь
разлива
Аварийная ситуация
Продукт
объекта
разлива, м2
м3
т
Разгерметизация
нефть
100
88,5
442,5
буферной емкости
Площадка ПНН
Разгерметизация
нефть
24,0
21,2
120
автоцистерны
Площадка скважины
Порыв нефтепровода
нефть
8,8
7,8
44,2
№ 20;
Выкидная линия
Прокол нефтепровода
нефть
1,9
1,7
9,8
скважины №20 до ЗУ
Площадка скважины
Порыв нефтепровода
нефть
4,4
3,9
22,0
№ 30;
Выкидная линия
Прокол нефтепровода
нефть
1,9
1,7
9,8
скважины №30 до ЗУ
Объем
Наименование
Площадь
разлива
Аварийная ситуация
Продукт
объекта
разлива, м2
м3
т
Площадка скважины
Порыв нефтепровода
нефть
1,46
1,3
7,1
№ 81;
Выкидная линия
Прокол нефтепровода
нефть
1,9
1,7
9,8
скважины №81 до ЗУ
Площадка скважины
Порыв нефтепровода
нефть
1,3
1,0
5,4
№ 133;
Выкидная линия
Прокол нефтепровода
нефть
1,9
1,7
9,8
скважины №133 до
ЗУ
Площадка скважины
Порыв нефтепровода
нефть
5,6
5,0
28,0
№ 147;
Выкидная линия
скважины №147 до
Прокол нефтепровода
нефть
1,9
1,7
9,8
ЗУ
Нефтесборный
Порыв нефтепровода
нефть
58,9
52,2
294,8
трубопровод от СКЖ-
Прокол нефтепровода
нефть
1,9
1,7
9,8
1
Порыв нефтепровода
нефть
21,6
19,2
108,2
Нефтесборный
трубопровод от АГЗУ
Прокол нефтепровода
нефть
1,9
1,7
9,8
1.3.3 Границы зон ЧС(Н) с учетом результатов оценки риска разливов
нефти и нефтепродуктов
Границы зоны ЧС(Н) определяются границами зон действия поражающих факторов,
возникающих при разливах нефти и нефтепродуктов.
Основными поражающими факторами разлива нефти и нефтепродуктов являются:
загрязнение окружающей среды;
токсическое воздействие на человека и окружающую природную среду.
Вторичными опасными поражающими факторами являются:
тепловое излучение при пожаре пролива нефти;
воздействие избыточного давления ударной волны взрыва.
Свойства нефти и нефтепродуктов, оценка риска возникновения ЧС(Н) приведены в
Приложении Б.
Границы зон ЧС(Н) рассчитаны с учетом результатов оценки риска и рассмотрения
возможных ЧС(Н) в условиях района расположения объектов Кирсановского месторождения.
При возникновении очага пожара пролива нефти и нефтепродуктов, границы зон ЧС(Н)
будут определяться границами зоны поражения тепловым излучением.
Под зонами поражения при пожарах понимались зоны поражения открытым пламенем
и зоны поражения тепловым излучением.
Размер зоны поражения открытым пламенем определяется размером зоны, где
возможно его появление. В пределах зоны открытого пламени люди получают смертельное
поражение.
Размеры зоны поражения открытым пламенем ограничиваются геометрическими
размерами пролива нефти и нефтепродуктов в сумме с размером вытянутым по ветру
пламенем.
Под зоной поражения тепловым излучением принимается зона вдоль границы пожара
глубиной, равной расстоянию, на котором будет наблюдаться тепловой поток с заданной
величиной. Характер воздействия на здания и сооружения в этой зоне определяется наличием
возгораемых веществ и величиной теплового потока.
Размеры зон поражения тепловым излучением с поверхности пламени определялись по
трем уровням излучения:
10,5 кВт/м2 - непереносимая боль через 3-5 с; ожог 1-й степени через 6-8 с; ожог 2-
й степени через 12-16 с;
7,0 кВт/м2 - непереносимая боль через 20-30 с; ожог 1-й степени через 15-20 с; ожог
2-й степени через 30-40 с; воспламенение хлопка;
1,4 кВт/м2 - без негативных последствий в течение длительного времени.
Расчеты вероятных зон поражения тепловым излучением при пожарах пролива нефти
и нефтепродуктов проводились по методике, изложенной в ГОСТ Р 12.3.047-2012.
Результаты оценки зон воздействия теплового излучения при возгорании разлива нефти
для наиболее опасных объектов Кирсановского месторождения представлены в таблице
(Таблица 7).
Таблица 7 - Результаты оценки зон теплового излучения при пожаре
Расстояние от источника горения до облучаемого
объекта при интенсивности теплового излучения, м
Эффект
ивный
4,2 кВт/м2
Наименование
7,0 кВт/м2
10,5 кВт/м2
диаметр
1,4 кВт/м2
безопасная
аварийного участка
ожог 2
ожог
пролива
безопасная
для
степени
2 степени
,м
интенсив-
человека в
через 30-40
через
ность
брезентовой
с
12-16 с
одежде
Фонд скважин Кирсановского месторождения
Площадка скважины
7,5
26,61
12,27
7,86
5,43
№ 20
Система сбора Кирсановского месторождения
Гильотинный разрыв
нефтесборного
19,37
41,84
22,32
15,45
11,18
трубопровода от
СКЖ-1
ПНН
Разгерметизация
буферной емкости
23,74
48,51
25,45
17,36
12,67
объемом 100 м3
Автоцистерна
Разгерметизация
автоцистерны
12,36
35,13
17,73
11,88
8,37
объемом 24 м3
Степень поражения человека, разрушения зданий и сооружений
при принятых
значениях избыточного давления ударной волны взрыва представлены в таблице
(Таблица 8).
Таблица 8 - Показатели уровней ударного воздействия в зонах поражения
Радиусы зон воздействия ударной волны взрыва, м
Наименование аварийного
Параметры избыточного давления, кПа
участка
100
53
28
12
5
3
Фонд скважин Кирсановского месторождения
Площадка скважины
-
-
11,9
34,97
87,27
151,31
№ 20
Система сбора Кирсановского месторождения
Гильотинный разрыв
нефтесборного
-
16,80
24,53
43,84
97,30
201,26
трубопровода от СКЖ-1
ПНН
Разгерметизация
буферной емкости
-
20,15
29,41
52,57
116,68
241,34
объемом 100 м3
Радиусы зон воздействия ударной волны взрыва, м
Наименование аварийного
Параметры избыточного давления, кПа
участка
100
53
28
12
5
3
Автоцистерна
Разгерметизация
автоцистерны объемом
-
-
16,62
48,87
121,94
211,43
24 м3
При определении границ зон ЧС (Н) с учетом результатов оценки риска разливов нефти
выполнено следующее:
- проанализирована статистика аварий на аналогичных объектах и выявлены
возможные причины возникновения аварийных ситуаций, связанных с разгерметизацией
оборудования и трубопроводов;
- выделены наиболее опасные объекты и сооружения;
- разработаны сценарии развития максимальных аварий;
- получены количественные оценки степени риска, в том числе вероятности
возникновения рассматриваемых сценариев аварийных ситуаций, индивидуальный риск для
обслуживающего персонала объектов и сооружений;
- рассчитаны возможные зоны поражения в результате наиболее опасных аварийных
ситуаций.
Результаты оценки риска разливов нефти представлены в Приложении Б.
По результатам расчетов граница зоны возможных ЧС(Н) обусловленных вторичными
опасными факторами, на объектах месторождений не превышает
242 м от места
возникновения аварии.
Границы зон ЧС (Н) с учетом результатов оценки риска разливов нефти не выходят за
пределы
границ
лицензионного
участка
Кирсановского
месторождения
АО «Оренбургнефтеотдача».
1.3.4 Ситуационные модели наиболее опасных ЧС(Н) и их социально-
экономических последствий для персонала, населения и окружающей
среды прилегающей территории
Ситуационные модели наиболее опасных ЧС(Н) и их социально-экономические
последствия определяются сценариями возможных аварийных ситуаций.
Основная опасность эксплуатации объекта связана с разрывом трубопроводов,
разрушением емкостного оборудования, выбросом опасного вещества в окружающую среду,
теплового воздействия от пожара пролива, воздействием избыточного давления ударной
волны взрыва.
В качестве ситуационных моделей возможных ЧС(Н) рассматриваются следующие
сценарии развития аварий:
-
разгерметизация емкостного оборудования
(трубопровода)
→ пролив нефти →
испарение нефти
→ образование парогазовоздушного облака
→ рассеяние облака,
загрязнение окружающей среды;
-
разгерметизация емкостного оборудования
(трубопровода)
→ пролив нефти →
испарение нефти → образование парогазовоздушного облака → при появлении источника
инициирования - воспламенение нефти, пожар пролива → тепловое воздействие на людей и
окружающие объекты, загрязнение атмосферы продуктами горения;
-
разгерметизация емкостного оборудования
(трубопровода)
→ пролив нефти →
испарение нефти → образование парогазовоздушного облака → при появлении источника
инициирования - сгорание облака с образованием избыточного давления ударной волны
42
взрыва → воздействие избыточного давления ударной волны взрыва на людей и окружающие
объекты.
Населенные пункты в зоны ЧС(Н) с учетом результатов оценки риска разливов нефти
на объектах и сооружениях Кирсановского месторождения АО «Оренбургнефтеотдача» не
попадают.
При наиболее опасных ЧС(Н) на прилегающей территории количество персонала не
превышает 10 человек.
Наибольшая работающая смена на объектах Кирсановского месторождения
составляет
2 человека. Среднесписочная численность ремонтной бригады составляет
5 человек.
Наибольшая опасность на объектах системы сбора продукции скважин
Кирсановского месторождения связана с гильотинным разрывом нефтесборного
трубопровода от СКЖ-1, проливом нефти, испарением нефти, образованием и взрывом
парогазовоздушного облака.
Максимальные размеры зон поражения незащищенных людей составляют:
- радиус зоны возможных смертельных поражений - 16,8 м;
- радиус зоны возможных санитарных потерь - 43,84 м.
При наиболее опасной аварии - взрыве парогазовоздушного облака при разрыве
нефтесборного трубопровода от СКЖ-1 один человек может получить травмы различной
степени тяжести, возможно смертельное поражение одного человека.
Наиболее опасной аварией на пункте налива нефти Кирсановского месторождения
является авария с взрывом парогазовоздушного облака при разгерметизации сборной емкости
объемом 100м3.
Максимальные размеры зон поражения незащищенных людей:
- радиус зоны возможных смертельных поражений - 20,15 м;
- радиус зоны возможных санитарных потерь - 52,57 м.
При наиболее опасной аварии - взрыве парогазовоздушного облака на площадке
сборной емкости объемом
100 м3 - два человека из присутствующего на площадке
производственного персонала могут получить травмы различной степени тяжести, возможно
смертельное поражение одного человека.
Поскольку вблизи Кирсановского месторождения нет населенных пунктов, то
возможность нахождения человека, не имеющего отношения к производственному персоналу,
в поле значимого риска маловероятна.
Эксплуатируемые объекты и сооружения Кирсановского месторождения относятся к
опасным объектам, владельцы которых осуществляют обязательное страхование в
соответствии с Федеральным законом РФ от 24.07.98 г. № 225-ФЗ «Об обязательном
страховании гражданской ответственности владельца опасного объекта за причинение вреда
в результате аварии на опасном объекте».
Социально-экономические последствия
Тяжесть экономических последствий определяется взаимным расположением
аварийного оборудования с другими объектами и может быть определена в рамках
страхования ОПО в соответствии с требованиями ст. 15 Федерального закона № 116-ФЗ от
21.07.1997.
Экономический ущерб от аварий на опасных производственных объектах определяется
согласно РД 03-496-02 «Методические рекомендации по оценке ущерба при авариях на
опасных производственных объектах».
При оценке ущерба от аварии на опасном производственном объекте за время
расследования аварии
(не более
10 дней с момента аварии) могут быть подсчитаны
составляющие ущерба, для которых известны исходные данные. Окончательно полный ущерб
от аварии может быть рассчитан работниками предприятия или
(при необходимости)
экспертами после окончания сроков расследования аварии и получения всех необходимых
данных (не позднее 30 суток с момента аварии).
Возможный полный ущерб при авариях на опасном объекте определяется прямыми
потерями, затратами на локализацию
(ликвидацию последствий) аварии, социально-
экономическими потерями вследствие гибели и травматизма людей, косвенным ущербом,
экологическим ущербом и потерями от выбытия трудовых ресурсов в результате гибели
людей или потерями ими трудоспособности.
Прямой ущерб определяется:
-
потерями предприятия в результате уничтожения основных фондов
(зданий,
сооружений, оборудования);
-
потерями предприятия в результате уничтожения товарно-материальных
ценностей;
-
потерями предприятия в результате уничтожения имущества третьих лиц.
Затраты на локализацию (ликвидацию последствий) аварий определяются:
-
расходами на локализацию (ликвидацию последствий) аварии;
-
расходами на расследование причин аварии.
Социально-экономические потери определяются как сумма затрат на компенсации и
мероприятия вследствие гибели или травмирования людей.
Косвенный ущерб определяется:
-
величиной доходов, недополученных предприятием в результате простоя;
-
зарплатой и условно-постоянными расходами предприятия за время простоя;
-
убытками, вызванными уплатой различных неустоек, штрафов, пени;
-
убытками третьих лиц из-за недополученной ими прибыли.
Экологический ущерб определяется как сумма ущербов от различных видов вредного
воздействия на объекты окружающей среды:
-
ущерб от загрязнения атмосферы;
-
ущерб от загрязнения почвы;
-
ущерб от загрязнения водных ресурсов;
-
ущерб, связанный с уничтожением биологических ресурсов (в том числе лесных
массивов);
-
ущерб от засорения территории обломками зданий, сооружений, оборудования.
При расчете ущерба от возможных аварий приняты следующие допущения:
-
все здания, сооружения, оборудование и трубопроводы, попадающие в зону
сильных разрушений, полностью утрачивают свою первоначальную стоимость, объем прямых
потерь от утраченных основных фондов определяется стоимостью их замещения;
-
ущерб от безвозвратно потерянных товарно-материальных ценностей равен
произведению аварийного веса товара на стоимость единицы товара;
-
затраты на локализацию (ликвидацию последствий) аварии приняты в размере 10 %
от стоимости прямого ущерба;
-
при расчете социально-экономических потерь учитываются две составляющие:
компенсационные выплаты в случае получения смертельных поражений и стоимость лечения
одного пострадавшего с клиническими симптомами поражения за весь период временной
нетрудоспособности, расчет проводится на основе экспертных оценок за последнее
десятилетие;
-
при расчете экологического ущерба оценке подвергается составляющая, связанная
с загрязнением атмосферного воздуха, водных ресурсов, уничтожения лесной подстилки и
лесного массива.
По данным Ростехнадзора прогнозируемые экономические последствия возможных
ЧС(Н) на объектах нефтедобычи (ожидаемый удельный показатель ущерба от аварий) в
2019 году составляют 33,2 млн. руб.
Оценка возможного экономического ущерба при возникновении ЧС(Н) на объектах
АО «Оренбургнефтеотдача» представлена в таблице (Таблица 9).
Таблица 9 - Оценка возможного ущерба при возникновении ЧС(Н ) на объектах
АО « Оренбургнефтеотдача»
Затраты на
Упущенная
аварийно-
Плата за
Суммарный
Затраты на
Потери
экономи-
восстано-
экологичес-
показатель
демонтаж,
продукции,
ческая
вительные
кий ущерб,
ущерба, тыс.
тыс. руб
тыс. руб
выгода, тыс.
работы, тыс.
тыс. руб
руб
руб.
руб
Фонд скважин Кирсановского месторождения
125,28
1382,96
23,36
29,90
10,53
1572,03
Система сбора Кирсановского месторождения
169,18
2563,20
156,38
200,10
10,25
3099,12
ПНН
287,23
4 351,79
265,50
339,73
17,41
5 261,67
Автоцистерна
68,94
1044,43
63,72
81,54
14,18
1272,80
Структура, рекомендуемая для определения ущерба от аварии на опасных
производственных объектах, представлена на рисунке (Рисунок 4).
Рисунок 4 - Структура оценки ущерба от аварий на опасном производственном объекте
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
Расчет необходимых сил и средств для локализации и ликвидации разливов нефти и
нефтепродуктов произведен на основе расчетов возможных максимальных объемов разливов
нефти и нефтепродуктов на объектах Кирсановского месторождения АО
«Оренбургнефтеотдача», моделирования процессов распространения загрязнения и
нормативных требований к срокам проведения работ по локализации разлива и сбору
загрязнений. Расчеты производились с учетом времени сбора сил и средств АСФ «ЭКОСПАС»
по сигналу о разливе нефти и нефтепродуктов, и доставки их к месту аварии.
При расчете сил и средств учитывается следующее условие - время локализации
разлива нефти и нефтепродуктов на почве - 6 часов.
Совокупное время сбора и прибытия на место аварии всей необходимой техники для
проведения работ по ЛЧС(Н) составляет до 2 часов с момента получения информации об
аварии, что позволяет провести работы по ЛЧС(Н) в установленное нормативными
документами время.
Результаты расчетов необходимого и достаточного количества сил и средств
представлены в таблице (Таблица 10).
Таблица 10 - Результаты расчетов необходимого и достаточного количества сил и
средств
№
Требуемое
Имеющееся
Наименование
п/п
количество
количество
Нефтеперекачивающая станция на
1
базе «PD-75» SHELWOOD
1 ед.
1 ед.
(производительность 30 м3/ч)
Вакуумная установка ВАУ
2
1 ед.
1 ед.
(производительность 10 м3/ч)
Емкости временного хранения
3
6 ед.
6 ед.
ВХН 6К (вместимость 6 м3)
4
Сорбент, кг
200
200
Автоцистерна КО-505А для
механизированного сбора нефти,
6
1 ед.
1 ед.
нефтепродуктов и газового
конденсата на базе КАМАЗ 43118
7
Комплект шанцевого инструмента
1 ед.
1 ед.
8
Количество спасателей АСФ(Н)
7 чел.
8 чел.
На основании расчета достаточности сил и средств ЛЧС(Н) сделан вывод о том, что в
распоряжении АО «Оренбургнефтеотдача» имеется достаточное количество сил и средств для
локализации и ликвидации максимальных разливов нефти и нефтепродуктов на объектах
Кирсановского месторождения в установленные сроки (Приложение Д).
Для тушения пожаров и проведения, связанных с ними первоочередных аварийно-
спасательных работ, а также для пожарно-профилактического обслуживания объектов
Кирсановского месторождения АО «Оренбургнефтеотдача» привлекаются силы и средства 10
отряда ФПС по Оренбургской области.
Расчет достаточности сил и средств пожаротушения разливов нефти и нефтепродуктов
на объектах Кирсановского месторождения Оренбургнефтеотдача, с учетом их дислокации,
приведен в оперативном плане тушения пожаров. Сведения об оперативном плане тушения
пожаров представлены в Приложении Т.
Для ликвидации газонефтяных выбросов и открытых фонтанов, а также для проведения
профилактической работы по предупреждению возникновения газонефтеводопроявлений и
открытых фонтанов на объектах Кирсановского месторождения АО «Оренбургнефтеотдача»
привлекаются силы и средства профессионального аварийно-спасательного формирования
ФГАУ
«Аварийно-спасательное формирование
«Северо-Восточная противофонтанная
военизированная часть» (далее ФГАУ АСФ «СВПФВЧ»). Копия договора на комплексное
обслуживание по проведению противофонтанных работ представлена в Приложении К.
Сведения о силах и средствах, привлекаемых к работам по ЛЧС(Н) на объектах
Кирсановского месторождения АО
«Оренбургнефтеотдача», приведены в таблице
(Таблица 11).
Таблица 11 - Сведения о силах и средствах, привлекаемых к работам по ЛЧС(Н)
Расстояние до
Время приведения в
Наименование организации
Место дислокации
объекта, км
готовность, мин
п. Верхняя
Подстепновка, ул.
160
60
АО «ЦАСЭО»
Специалистов, 26
г. Бузулук, ул.
200
60
Объездная, 9
г. Бугуруслан,
20 (рабочее время)
ФГАУ «АСФ «СВПФВЧ»
Похвистневское
76
60 (ночное время,
шоссе, 18
выходные и праздники)
ОП 25ПСЧ ФГКУ «10 ОФПС
с. Северное, ул.
36
5-10
по Оренбургской области»
Первомайская, д.12
1.3.6 Мероприятия по предотвращению ЧС(Н)
В целях предотвращения аварий и уменьшения последствий в случае их возникновения,
проектом предусмотрено следующее:
На объектах системы сбора продукции скважин:
- применение закрытой герметичной системы сбора и транспорта нефти;
- высокий уровень автоматизации и телемеханизации, обеспечивающий оперативную
сигнализацию отклонений от рабочих параметров;
- блокировка оборудования и сигнализация при отклонении от заданных параметров
эксплуатации объектов;
- автоматическое отключение двигателей насосов при отклонениях давления в
выкидных трубопроводах;
- применение арматуры с классом герметичности не ниже
«А» по
ГОСТ 9544-2015;
- выбор типа оборудования, труб, фланцевых соединений, прокладок и крепёжных
изделий в соответствии с транспортируемой средой, температурой, давлением;
- применены трубы и детали трубопроводов с увеличенной толщиной стенки выше
расчетной;
- для защиты от коррозии подземные технологические трубопроводы на скважинах и
промысловые трубопроводы применены из труб с заводским наружным антикоррозионным
покрытием усиленного типа. Изоляция сварных швов указанных труб предусмотрена
термоусаживающимися манжетами;
- защита от атмосферной коррозии наружной поверхности надземных трубопроводов
лакокрасочными материалами;
- при переходах через автомобильные дороги прокладка трубопроводов в защитных
футлярах;
- катодная защита (станция катодной защиты);
- соединение трубопроводов на сварке, использование минимального количества
фланцевых соединений;
- термообработка сварных соединений трубопроводов;
- контроль всех монтажных сварных соединений промысловых трубопроводов в
объеме 100%;
- дренаж оборудования при помощи передвижной емкости, оборудованной
самовсасывающим насосом;
48
- контроль загазованности с помощью датчиков ДВК, установленных на площадках
устьев скважин, в блоках ЗУ.
На Пункте налива нефти:
- полная герметизация технологических процессов;
- защита технологического оборудования от превышения давления - оснащение
подземных емкостей и дренажных емкостей воздушниками;
- предусмотрен высокий уровень автоматизации производственного процесса,
обеспечивающий сигнализацию об отклонениях технологических параметров от допустимых
значений при возможных аварийных ситуациях;
- световая и звуковая сигнализация об отклонениях технологических параметров от
допустимых значений при возможных аварийных ситуациях;
- дистанционный контроль и управление технологическими процессами,
исключающими постоянное пребывание обслуживающего персонала непосредственно у
оборудования;
- контроль загазованности с помощью датчиков ДВК, установленных на
технологических площадках;
- изготовление, монтаж и эксплуатация аппаратов, трубопроводов и арматуры для
нефти осуществлено с учетом химических свойств и технологических параметров
транспортируемой нефти, а также требований действующих нормативно-технических
документов;
- применение арматуры с классом герметичности не ниже
«А» по
ГОСТ 9544-2015;
- все электрооборудование выполнено во взрывозащищенном исполнении;
- на подходе к технологической установке предусматривается отсекающая запорная
арматура с электроприводом. При этом обеспечены условия безопасного отсечения потока и
исключены гидравлические удары;
- выбор типа оборудования, труб, фланцевых соединений, прокладок и крепёжных
изделий в соответствии с транспортируемой средой, температурой, давлением;
- трубы и детали трубопроводов с увеличенной толщиной стенки выше расчетной;
- для защиты от коррозии подземных нефтепроводов применены трубы с заводским
наружным антикоррозионным покрытием усиленного типа. Изоляция сварных швов
указанных труб предусмотрена термоусаживающимися манжетами;
- защита от атмосферной коррозии наружной поверхности надземных трубопроводов
лакокрасочными материалами;
- соединение трубопроводов на сварке, использование минимального количества
фланцевых соединений;
- контроль монтажных сварных соединений неразрушающими методами;
- термообработка сварных соединений трубопроводов.
- предусмотрена проверка на прочность и герметичность трубопроводов после
монтажа;
- конструкция уплотнения, материал прокладок и монтаж фланцевых соединений
обеспечивают необходимую степень герметичности разъемного соединения в течение
межремонтного периода эксплуатации технологической системы;
- в технологической системе для предупреждения аварий, предотвращения их
развития применены противоаварийные устройства: запорная, запорно-регулирующая
арматура, клапаны и другие отключающие устройства;
- герметичная система сброса газообразных углеводородов в закрытую факельную
систему при аварийных повышениях давления, при подготовке аппаратов к ремонтным
работам;
- закрытый герметичный дренаж технологических систем аппаратов и трубопроводов
со сбором дренируемых продуктов в дренажные емкости с возвратом продукта в процесс.
49
Уровень автоматизации в проекте принят с учетом требований безопасности для
взрывопожароопасных производств и обеспечивает:
- работу
(в необходимых случаях) объектов в автоматическом режиме без
постоянного присутствия обслуживающего персонала непосредственно около
производственного оборудования;
- дистанционный контроль и управление технологическим процессом из операторной;
- централизованный сбор, обработка, хранение и отображение информации о ходе
технологического процесса в операторной;
- автоматическую блокировку и защиту оборудования при аварийных ситуациях,
аварийную и технологическую сигнализацию.
1.4 Обеспечение готовности сил и средств ЛЧС(Н)
1.4.1 Уровни реагирования
Уровень ЧС(Н) определяется в соответствии с требованиями постановления
Правительства РФ № 613 от 21.08.2000 г. Нижний уровень разлива нефти и нефтепродуктов
для отнесения аварийного разлива к чрезвычайной ситуации определяется в соответствие с
приказом МПР № 156 от 03.03.2003 г.
Реагирование на разливы нефти и нефтепродуктов, не попадающие под классификацию
ЧС(Н), осуществляется согласно Планам мероприятий по локализации и ликвидации
последствий аварий на опасных производственных объектах, а также согласно алгоритмам
проведения операций по ЛЧС(Н).
Руководителем работ по ликвидации разлива нефти, не попадающего под
классификацию ЧС(Н), является начальник ЦДНГ АО «Оренбургнефтеотдача».
Первый уровень реагирования
Разливы нефти и нефтепродуктов локального и муниципального значений на объектах
Кирсановского месторождения АО «Оренбургнефтеотдача»: работы по ликвидации аварии,
локализации и механическому сбору разлива нефти и нефтепродуктов производятся силами и
средствами АСФ
«ЭКОСПАС» с привлечением имеющихся в распоряжении
АО «Оренбургнефтеотдача» специальной техники и технических средств локализации и
ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, а также производственного персонала
АО «Оренбургнефтеотдача» (Таблица 12).
Таблица 12 - Уровни реагирования
Уровень
Категория
реагиро
Показатель категории
Силы и средства
ЧС
вания
Разлив, не
В соответствии с нормами
Дежурная смена АО
попадающий
Приказа МПР №156 от
«Оренбургнефтеотдача»
под ЧС
03.03.2003 г.
КЧС и ОПБ не созывается.
Уровень
Разлив от нижнего уровня
1
Локального
разлива нефти до 100 тонн
Силы и средства ФГАУ «АСФ
значения
нефти и нефтепродуктов на
«СВПФВЧ», АСФ «ЭКОСПАС»
территории объекта
Руководителем ликвидации ЧС(Н) в соответствии с принятым уровнем реагирования
является Командир Бузулукского территориального подразделения Самарского филиала
«ЭКОСПАС».
50
1.4.2 Состав сил и средств, их дислокация и организация доставки в зону
ЧС(Н)
Для ликвидации чрезвычайных ситуаций, обусловленных разливами нефти и
нефтепродуктов на объектах АО «Оренбургнефтеотдача», привлекается АСФ «ЭКОСПАС»
согласно договору №ЧС(Н)/139/09/2018-ОНО от 12.09.2018г.
Свидетельство, выданное отраслевой комиссией Минэнерго России по аттестации
аварийно-спасательных служб
(формирований) и спасателей топливно-энергетического
комплекса от
28.10.2016г. серия
16/2-1
№08995, на право ведения АСФ «ЭКОСПАС»
аварийно-спасательных и других неотложных работ в чрезвычайных ситуациях представлено
в Приложении К.
Расстояние от места дислокации АСФ до объекта составляет 140 км, что позволяет
осуществить доставку сил и средств на объект при ЧС(Н) в пределах 2 часов.
Приведение в готовность сил, средств и техники АСФ осуществляется по
распоряжению ответственного руководителя работ или лица, его заменяющего (расчетное
время сбора смены АСФ, находящейся на круглосуточном дежурстве - 3 минуты, остального
состава АСФ - 60 мин, готовность отправки в район ЧС - 90 мин.
Доставка специальных технических средств для локализации и ликвидации разливов
нефти и нефтепродуктов к месту проведения работ по ЛЧС(Н) осуществляется с помощью
собственных транспортных средств. Максимальное время доставки техники АСФ
«ЭКОСПАС» на объекты АО «Оренбургнефтеотдача», с момента получения сообщения об
аварийной ситуации составляет 3 часа 20 минут (с учетом сбора и прибытия).
Количество спасателей в дежурной смене - 4 человека.
Перечень основных технических средств АСФ
«ЭКОСПАС», привлекаемых к
выполнению работ по локализации и ликвидации разливов нефти, представлен в таблице
( Таблица 13) .
Таблица
13
- Перечень основных технических средств АСФ
«ЭКОСПАС»,
привлекаемых к выполнению работ по локализации
и
ликвидации разливов
нефтепродуктов
Наименование
Количество, шт.
Автоцистерна КО-505А для механизированного сбора нефти,
1
нефтепродуктов и газового конденсата на базе КАМАЗ 43118
Специализированный автомобиль ГАЗ 33023 «ГАЗель» фермер
1
ГАЗ 33106 Валдай
1
УАЗ 31631 Patriot
1
Газоанализатор GX-2009
1
Вакуумный нефтесборщик ВНСУ VM-10
1
Нефтеперекачивающая станция на базе «PD-75» Shelwood
1
Комплект рукавов для перекачки нефтепродуктов
2
Установка для сжигания отходов УСО-200
1
Боновые заграждения «Барьер-50», м
30
Боны сорбирующие (секция 10м, диаметр 20см)
10
Устройство для нанесения сорбента РС-1
1
Сорбент, кг
200
Сорбирующие салфетки, шт
300
51
Наименование
Количество, шт.
Устройство для отжима салфеток ОМУ-1
1
Емкости временного хранения ВХН 6К
6
Радиостанция ICOM-34
1
Световой комплекс в сборе (эл.ст. «Вепрь» 6 кВт, 5 стоек с прожекторами
1
на 220В)
Электроагрегат АБП-6 (5-6кВт)
1
Моечная машина «Karcher»
1
Пленка маслобензостойкая (шир. 150-200см)
200
GPS навигатор
1
Лопаты совковые алюминиевые
8
Лопаты штыковые алюминиевые
8
Мотопомпа «SEM-50»
2
Рукав пожарный d-51, 20м
4
Ствол пожарный
2
Огнетушитель ОП-2
2
Огнетушитель ОП-4
2
Огнетушитель ОУ-1
2
Огнетушитель ОУ-3
2
Дыхательные аппараты на сжатом воздухе
5
Комбинезон защитный «Тайвек Классик»
24
Костюмы защитные «Стрелец КИО»
5
При угрозе или возникновения возгорания разлива нефти для
тушения пожаров
и
проведения связанных с ними первоочередных аварийно-спасательных работ привлекаются
силы и средства ОП 25ПСЧ ФГКУ «10 ОФПС по Оренбургской области».
Таблица 14 - Перечень организаций, привлекаемых при возникновении ЧС(Н) на
объектах Кирсановского месторождения АО «Оренбургнефтеотдача»
Расстояние до
Время приведения в
Наименование организации
Место дислокации
объекта, км
готовность, мин
п. Верхняя
Подстепновка, ул.
160
60
АО «ЦАСЭО»
Специалистов, 26
г. Бузулук,
200
60
ул. Объездная, 9
г. Бугуруслан,
20 (рабочее время)
ФГАУ «АСФ «СВПФВЧ»
Похвистневское
76
60 (ночное время,
шоссе, 18
выходные и праздники)
ОП 25ПСЧ ФГКУ «10 ОФПС
с. Северное, ул.
36
5-10
по Оренбургской области»
Первомайская, д.12
Отдел полиции №2 МОМВД
с. Северное, ул.
36
5-10
России «Бугурусланский»
Первомайская д.12
52
Расстояние до
Время приведения в
Наименование организации
Место дислокации
объекта, км
готовность, мин
с. Северное, ул.
Скорая помощь
36
5-10
Московская, д. 1
На основании расчета достаточности сил и средств и состава сил и средств,
привлекаемых к ликвидации ЧС(Н), сделан вывод о том, что имеющихся в распоряжении
объекта сил и средств достаточно для ликвидации максимально возможных разливов нефти
и нефтепродуктов.
Привлечение дополнительных сил и средств для ликвидации разливов нефти и
нефтепродуктов на объектах Кирсановского месторождения АО «Оренбургнефтеотдача» не
требуется.
1.4.3 Зоны ответственности АСФ(Н) и подразделений пожарной охраны
Общее управление организацией и проведением мероприятий по предупреждению
и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на объектах Кирсановского
месторождения АО «Оренбургнефтеотдача» осуществляется комиссией по предупреждению
и ликвидации чрезвычайных ситуаций и обеспечению пожарной безопасности АО
«Оренбургнефтеотдача».
Общее руководство мероприятиями по ЛЧС(Н) осуществляет старшее должностное
лицо АСФ(Н).
Зоны ответственности аварийно-спасательных формирований (служб) определяются
при их аттестации и указываются в паспорте АСФ на картах зон ответственности, планах
обслуживаемых объектов и в перечнях выполняемых видов работ.
Зона ответственности аварийно-спасательного формирования Бузулукское
территориальное подразделение АСФ Самарский центр «ЭКОСПАС», выполняющего работы
по ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, определена условиями договора с АО
«Оренбургнефтеотдача».
Бузулукское территориальное подразделение АСФ Самарский центр «ЭКОСПАС» в
случае разливов нефти и нефтепродуктов на объектах Кирсановского месторождения АО
«Оренбургнефтеотдача» выполняет работы:
- реагирование на чрезвычайные ситуации, вызванные аварийными разливами нефти
и нефтепродуктов, на объектах Кирсановского месторождения;
- локализация и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов на объектах
Кирсановского месторождения.
Руководителем работ по локализации и ликвидации ЧС (Н) до прибытия АСФ, является
ответственный мастер ЦДНГ, на котором произошла аварийная ситуация. По прибытию
АСФ(Н), оперативное управление ЛРН принимает на себя руководитель оперативной группы
АСФ(Н).
Первоочередные действия по тушению возгораний и пожаров осуществляет дежурный
персонал участка, на котором произошло возгорание.
Для осуществления противопожарного обеспечения работ по ЛЧС(Н) на объектах
Кирсановского месторождения АО «Оренбургнефтеотдача», в ходе проведения которых
постоянно существует угроза возгорания разлива нефти и нефтепродуктов, привлекаются
силы и средства ОП 25ПСЧ ФГКУ «10 ОФПС по Оренбургской области». Перечень аварийно-
спасательных работ
(тушение пожаров) личного состава пожарной охраны и иных
привлеченных к тушению пожаров сил (участники тушения пожаров) определен Приказом
МЧС России от 16.10.2017 № 444 «Об утверждении Боевого устава подразделений пожарной
охраны, определяющего порядок организации тушения пожаров и проведения аварийно-
спасательных работ» (Зарегистрировано в Минюсте России 20.02.2018 г. № 50100). Основная
53
боевая задача при тушении пожаров - спасение людей в случае угрозы их жизни, достижение
локализации и ликвидация пожара в сроки и в размерах, определяемых возможностями
привлеченных к его тушению сил и средств пожарной охраны.
Зона ответственности пожарной охраны при работах по ЛЧС(Н) без воспламенения
заключается:
в организации и проведении мероприятий по эвакуации персонала из опасной зоны;
в организации и проведении мероприятий по предотвращению образования
топливовоздушного облака и его воспламенения
(покрытие нефти и
нефтепродуктов слоем пены);
в подготовке сил и средств пожарной охраны к ликвидации возможного пожара
(установка пожарной техники на водоисточники, прокладка рукавных линий,
организация подвоза воды и пенообразователя).
Зона ответственности пожарной охраны при работах по ЛЧС(Н) с возникновением
пожара заключается:
в спасении и выводе людей из зоны воздействия опасных факторов пожара;
в тушении пожара, защите зданий и сооружений соседних объектов;
в организации взаимодействия со службами объекта по бесперебойному
обеспечению водой для тушения пожара.
Ответственным руководителем работ по ЛЧС(Н), при возгорании нефти и
нефтепродуктов, является руководитель тушения пожара пожарного подразделения, в
действия которого категорически запрещается вмешиваться.
1.4.4 Мероприятия по поддержанию в готовности органов управления,
сил и средств к действиям в условиях ЧС(Н)
Поддержание в готовности органов управления, сил и средств ЛЧС(Н) к действиям в
условиях ЧС(Н) достигается:
- созданием и поддержанием в постоянной готовности локальной системы
оповещения;
- созданием резервов финансовых и материальных ресурсов для ликвидации ЧС;
- материально-техническим обеспечением работ по локализации и ликвидации ЧС;
- заключением
договора
с
профессиональным
аварийно-спасательным
формированием, оснащенным специальными техническими средствами и аттестованным в
соответствии с действующим законодательством;
- организацией питания и отдыха лиц, участвующих в работах по ликвидации аварии
(при аварийных работах более 6 часов);
- информационным обеспечением работ по ликвидации ЧС;
- предоставление информации надзорным и контролирующим органам;
- созданием устойчивого взаимодействия с силами и средствами ликвидации
чрезвычайных ситуаций сторонних организаций, указанных в настоящем Плане ЛРН, в
соответствии с существующими ведомственными нормативами.
Основными мероприятиями по обеспечению и повышению готовности
производственного персонала к действиям по предупреждению, локализации и ликвидации
аварийных ситуаций, связанных с разливами нефти и нефтепродуктов, является наличие
системы профессиональной и противоаварийной теоретической и практической подготовки в
соответствии с Планами мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на
опасных производственных объектах.
Противоаварийная подготовка производственного персонала предполагает следующий
порядок обучения персонала способам защиты и действиям при аварийных ситуациях:
54
- система теоретического (по утвержденным программам) и практического обучения
работающих на рабочем месте с последующей проверкой знаний в квалификационных
комиссиях, в процессе которой закладываются теоретические основы и начальные навыки
работающих способам защиты и действий при авариях;
- система проведения инструктажей (первичных, повторных, целевых), в процессе
проведения которых закрепляются полученные теоретические знания работающих;
- отработка позиций Планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий
аварий на опасных объектах по утвержденному графику с каждой сменой, в процессе
проведения которой работающие приобретают навыки применения средств защиты и
действий при возможных авариях - умение пользоваться СИЗ, СИЗОД, грамотно и быстро
локализовать аварию путем закрытия-открытия соответствующих задвижек, оказывать
первую помощь;
- проведение объектовых тренировок, тактико-специальных, комплексных и
командно-штабных учений согласно утвержденному графику.
Согласно Постановлению Правительства Российской Федерации № 794 от 30.12.2003
готовность АСФ(Н) к реагированию на ЧС и проведению работ по их ликвидации
определяется в ходе аттестации, а также во время проверок, осуществляемых в пределах своих
полномочий МЧС России, органами государственного надзора, органами по делам
гражданской обороны и чрезвычайным ситуациям субъектов Российской Федерации.
В соответствии с Приказом Генерального директора АО «Оренбургнефтеотдача» от
09.01.2018 № 1 «О создании комиссии по предупреждению и ликвидации чрезвычайных
ситуаций и обеспечению пожарной безопасности» в АО «Оренбургнефтеотдача» определена
КЧС и ОПБ.
В Приложении И представлен Приказ
Генерального
директора
АО «Оренбургнефтеотдача» от 09.01.2018 № 1 и «О создании комиссии по предупреждению
и ликвидации чрезвычайных ситуации и обеспечению пожарной безопасности
АО «Оренбургнефтеотдача».
Одной из основных задач КЧС и ОПБ является координация деятельности органов
управления и сил.
Мероприятия по поддержанию в готовности органов управления, сил и средств к
действиям в условиях ЧС(Н) включают в себя:
- обучение и подготовку руководителей всех уровней и персонала АСФ(Н) к
действиям в условиях ЧС(Н);
- проверку состояния технических средств, предназначенных для проведения работ по
локализации и ликвидации аварийного разлива нефти.
В АО «Оренбургнефтеотдача», создана постоянно действующая аттестационная
комиссия, регулярно осуществляющая проверку знаний производственного персонала в
области промышленной безопасности, охраны труда в объеме, соответствующем
должностным обязанностям.
Сроки проведения учебно-тренировочных занятий аварийных подразделений
планируются заранее, согласно утвержденному плану.
АО
«Оренбургнефтеотдача»
СООТВЕТСТВУЕТ
ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫМ
ТРЕБОВАНИЯМ к мероприятиям по поддержанию в готовности органов управления, сил и
средств к действиям в условиях ЧС (Н):
- мероприятия по предупреждению и ликвидации ЧС(Н) спланированы и
организованы;
- в Плане отработаны вопросы организации взаимодействия, определен достаточный
состав сил и средств ликвидации ЧС(Н);
- КЧС и ОПБ осуществляют контроль за выполнением мероприятий по
предупреждению и ликвидации ЧС(Н);
- имеется перечень эксплуатируемых опасных производственных объектов;
55
- обеспечиваются требования промышленной, экологической и пожарной
безопасности при транспортировке, а также при хранении нефти и нефтепродуктов;
- укомплектованность и обеспеченность АСФ(Н) исправным снаряжением,
оборудованием, спецтехникой и средствами ликвидации ЧС(Н) составляет не менее 80 % от
минимально необходимого количества.
Допуск к самостоятельной работе руководителей и специалистов производится после
проведения вводного инструктажа; обучения по охране труда в объеме должностных
обязанностей. Допуск к самостоятельной работе работников рабочих профессий (при наличии
у них документа об образовании, квалификации) производится после проведения вводного
инструктажа; первичного инструктажа на рабочем месте; стажировки на рабочем месте;
первичной проверке знаний по охране труда; издания приказа (распоряжения) о допуске к
самостоятельной работе. Инженерно-технические работники и работники рабочих профессий
с периодичностью не реже 1 раза в 3 года должны проходить обучение на курсах целевого
назначения.
Немедленная готовность технических средств обеспечивается благодаря следующим
мероприятиям:
- аварийное и пожарное оборудование содержится в исправном состоянии,
использование их не по назначению запрещено;
- оборудование по локализации и сбору нефти АСФ(Н) хранится в передвижной
установке на базе ГАЗ 33023 и ГАЗ 33106, готовой к немедленной транспортировке;
- аварийное оборудование находится в резерве и использование его не по назначению
запрещается;
- периодическая проверка, в ходе проведения учебно-тренировочных занятий,
состояния, работоспособности технических средств, оборудования и материалов;
- восполнение материальных запасов сразу после использования;
- средства связи постоянно находятся в рабочем состоянии (заряжены и исправны);
- территория объекта оснащена первичными средствами для тушения пожара;
- подъезды к объекту организованы и поддерживаются в исправном состоянии, а
зимой очищаются от снега.
Проверка состояния технических средств, оборудования и материалов,
предназначенных для проведения работ по ЛЧС(Н), определяется графиками осмотров,
технического обслуживания в соответствии с инструкциями по эксплуатации и обслуживанию
оборудования, нормативами замены материалов.
Для поддержания в немедленной готовности технических средств ЛРН и отработки
взаимодействия с АСФ(Н) предусматривается проведение профилактических осмотров
объектов АО «Оренбургнефтеотдача», а также учений и тренировок с периодичностью не
реже 1 раза в 2 года.
1.5 Организация управления, система связи и оповещения
1.5.1 Общие принципы управления и структура органов управления
Особенности организации работ по ЛЧС(Н) предъявляют к системе управления
следующие основные требования: оперативность, устойчивость, непрерывность,
эффективность, достоверность передаваемой информации.
Одной из основных задач КЧС и ОПБ является координация деятельности органов
управления и сил.
Оперативность, устойчивость и непрерывность управления обеспечиваются:
56
- максимальным приближением органов управления в повседневных условиях к
местам управления при угрозе возникновения и возникновении ЧС(Н);
- оснащением пунктов управления современными пунктами связи и оповещения;
- сопряжением задействованных систем
(средств) связи и оповещения всех
участников работ по ЛЧС(Н);
- взаимодействием органов, осуществляющих управление собственными и
привлекаемыми силами и средствами.
Координационным
органом
управления
является
КЧС и ОПБ
АО «Оренбургнефтеотдача» (место дислокации - пункт налива нефти).
Органом повседневного управления организации является служба эксплуатации
АО «Оренбургнефтеотдача» (место дислокации - пункт налива нефти).
Постоянно действующим органом управления является ответственное должностное
лицо АО «Оренбургнефтеотдача», уполномоченное на решение задач в области защиты
населения и территорий от ЧС.
Основанием для созыва КЧС и ОПБ АО
«Оренбургнефтеотдача» является
установленная информация об угрозе разлива или разливе нефти и нефтепродуктов на
объектах Кирсановского месторождения АО «Оренбургнефтеотдача». Нормативное время
сбора КЧС и ОПБ АО «Оренбургнефтеотдача» составляет: до 30 минут в рабочее время,
до 2 часов в нерабочее время.
Основными задачами органов управления являются:
- подготовка и содержание в готовности органов управления, сил и средств для
действий в любых сложных условиях;
- анализ сообщений о факте аварийного разлива нефтепродуктов и оценка
масштабов;
- уведомление соответствующих органов управления и организаций;
- принятие решений на перекрытие источников разлива;
- руководство аварийными работами на объекте по локализации разлива и сбору
нефтепродуктов;
- подготовка отчетов о проведенных операциях;
- обеспечение безопасности работы персонала.
Управление работами по ЛЧС(Н) начинается с момента возникновения ЧС и
завершается после ее ликвидации. Управление осуществляется по циклам, каждый из
которых включает:
- сбор данных об обстановке;
- анализ и оценка обстановки;
- подготовку предложений и выводов для решения на проведение работ;
- принятие решения и доведения до исполнителей;
- организацию взаимодействия;
- обеспечению действий сил и средств по ликвидации ЧС(Н).
В соответствии с постановлением Правительства РФ от 30.12.2003 №794 «О единой
государственной системе предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций» на
каждом уровне единой системы создаются координационные органы, постоянно
действующие органы управления, органы повседневного управления, силы и средства,
резервы финансовых и материальных ресурсов, системы связи, оповещения и
информационного обеспечения
Схема организации управления работами по ЛЧС(Н) представлена на рисунке
(Рисунок 5).
57
Западно -Уральское
управление Ростехнадзора
КЧС и ОПБ
МО «Северный район»
Управление Росприроднадзора
по Оренбургской области
КЧС и ОПБ
АО
«Оренбургнефтеотдача»
Главное управление МЧС
России по Оренбургской
области
ЕДДС МО «Северный район»
Ответственный
руководитель работ
Персонал
МУП МО
ОМВД Россиии
Скорая
АСФ
ОП 25ПСЧ ФГКУ «10
ЦДНГ
Самарский центр
«Спецавтохоз
по
помощь
ОФПС по
яйство»
муниципальному
«ЭКОСПАС»
Оренбургской области»
образованию
- управление
- взаимодействие
Рисунок 5 - Схема организации управления и взаимодействия работами по ЛЧС(Н)
58
1.5.2 Состав и функциональные обязанности членов КЧС и ее рабочих
органов
В целях оперативной оценки обстановки и принятия решений при возникновении
чрезвычайных ситуаций, а также для координации и контроля действий при ликвидации
ЧС(Н) на основании приказа руководителя в АО «Оренбургнефтеотдача» создана комиссия по
предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций и обеспечению пожарной
безопасности (КЧС и ОПБ).
КЧС и ОПБ АО
«Оренбургнефтеотдача» является координирующим органом
объектового звена РСЧС, организует и проводит мероприятия по предупреждению и
ликвидации ЧС на объектах Общества.
КЧС АО «Оренбургнефтеотдача» формируется из руководящего состава и
специалистов организации. Руководит работой КЧС и ОПБ председатель комиссии -
начальник ЦДНГ АО «Оренбургнефтеотдача».
Основными задачами КЧС и ОПБ АО «Оренбургнефтеотдача» являются:
- обеспечение постоянной готовности сил и средств Общества для предупреждения
и ликвидации ЧС;
- руководство действиями в ходе возникновения, развития и ликвидации ЧС,
организация спасательных и других неотложных работ в случае ЧС;
- руководство работами по локализации, ликвидации и уменьшению последствий
ЧС, по спасению материальных и культурных ценностей, снижению экологического ущерба;
- обеспечение устойчивой работы Общества в случае возникновения ЧС;
- разработка мероприятий по предупреждению ЧС, уменьшению ущерба от
последствий возможных ЧС;
- организация контроля и наблюдения за состоянием окружающей среды и
потенциально опасных участков производственных объектов, оценка и прогнозирование
возможных ЧС и их последствий;
- организация оповещения персонала, находящегося в зоне возможного поражения,
о ЧС, осуществление экстренных мер по защите персонала и населения в зоне ЧС и их
размещения в безопасных местах;
- создание резервов материально-технических ресурсов, используемых на
профилактические мероприятия, локализацию и ликвидацию ЧС, восстановление
производственной деятельности Общества;
- организация взаимодействия с различными организациями и подразделениями,
привлекаемыми для проведения работ, связанных с ликвидацией ЧС и их последствий;
- организация сбора и учета информации об обстоятельствах возникновения ЧС,
документирование действий по реагированию на них;
- разработка предложений по реализации государственной политики в области
предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций и обеспечения пожарной
безопасности;
- организация разработки и своевременной корректировки Плана действий по
предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций;
- организация взаимодействия с КЧС и ОПБ соседних объектов, муниципального
образования и общественными организациями, в функции которых входят вопросы защиты
населения, по вопросам сбора и обмена информацией о ЧС и оказанию взаимопомощи;
- контроль за проведением установленных мероприятий по предупреждению ЧС и
59
снижению возможных потерь при их возникновении.
Повседневная деятельность КЧС и ОПБ организуется в соответствии с годовым
планом работы. Заседания проводятся один раз в квартал, неплановые заседания
- по
решению председателя. В период между заседаниями решения принимаются председателем
и доводятся распоряжением до всего состава КЧС и ОПБ или в виде поручений отдельным
членам комиссии.
Председатель КЧС и ОПБ АО «Оренбургнефтеотдача» отвечает за организацию
работы комиссии, ее постоянную готовность к выполнению возложенных задач,
осуществление контроля за реализацией мер, направленных на предупреждение ЧС,
обеспечение устойчивого функционирования объектов в случае возникновения ЧС,
руководство действиями по ликвидации ЧС:
а) в повседневной деятельности:
- осуществляет руководство повседневной деятельностью комиссии в соответствии
с годовым планом работы;
- организует выявление источников опасности на объектах, прогнозирование
последствий возможных ЧС, принимает меры по их предотвращению или снижению ущерба;
- обеспечивает выполнение установленных требований по готовности потенциально
опасных объектов к локализации и ликвидации ЧС;
- обеспечивает подготовку руководителей, специалистов и работников в области
защиты от ЧС;
- обеспечивает создание, хранение, использование и восполнение финансовых и
материальных ресурсов;
- организует взаимодействие с КЧС и ОПБ соседних объектов, муниципального
образования и организациями, в функции которых входят вопросы защиты населения, по
вопросам сбора и обмена информацией о ЧС и оказанию взаимопомощи;
- организует проведение работ по разработке (внесению изменений) в планирующие
документы в области предупреждения и ликвидации ЧС.
б) при угрозе и возникновении ЧС:
- с получением информации об угрозе или возникновении ЧС
- отдает распоряжение на оповещение и сбор членов КЧС и ОПБ и персонала
организации, прибывает на рабочее место;
- оценивает обстановку, вводит в действие план действий по предупреждению и
ликвидации ЧС, принимает предварительное решение, ставит задачи, устанавливает режим
работы комиссии;
- оценивает обстановку и принимает решение о привлечении в установленном
порядке сил и средств, техники и материальных ресурсов для выполнения работ по
предупреждению и ликвидации ЧС;
- лично и через членов комиссии осуществляет руководство и контроль проведения
аварийно-спасательных и других неотложных работ в зоне ЧС;
- организует работы по ликвидации последствий ЧС;
- обеспечивает для участников аварийно-спасательных и других неотложных работ
горячее питание, проживание и отдых;
- организует сбор и доведение до соответствующих органов управления информации
о чрезвычайной ситуации и ходе работ по ее ликвидации;
- организует выявление причин аварий с привлечением необходимых специалистов.
Члены КЧС и ОПБ:
60
а) в повседневной деятельности:
- осуществляют контроль за наличием, местонахождением и состоянием готовности
подчиненных сил и средств, предназначенных для проведения работ по предупреждению и
ликвидации чрезвычайных ситуаций и их последствий;
- организуют постоянный контроль за безаварийным функционированием объектов,
решением вопросов по снижению опасности возникновения аварий и готовности к
ликвидации их последствий;
- подготавливают предложения в проект решения комиссии и представляют их на
утверждение председателю комиссии;
- организуют подготовку и обучение персонала, привлекаемого к ликвидации
чрезвычайных ситуаций;
- участвуют в разработке и корректировке соответствующих разделов планов по
предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций;
- организуют согласование вопросов привлечения сил и средств других организаций
для ликвидации ЧС;
- осуществляют своевременное выявление предпосылок возможного возникновения
производственных аварий, принимают меры по их устранению и предотвращению развития
масштабов чрезвычайных ситуаций;
- осуществляют постоянный контроль за наличием и накоплением резервов
материальных ресурсов для ликвидации чрезвычайных ситуаций;
- организуют и проводят профилактические мероприятия по предупреждению
чрезвычайных ситуаций на объектах;
- организуют подготовку и представление для заседаний комиссии необходимого
информационного материала (справок, докладов и т.п.);
- участвуют в проведении рабочих заседаний комиссии;
б) при угрозе и возникновении ЧС:
- своевременно прибывают на рабочее место по сигналу оповещения;
- осуществляют оценку складывающейся обстановки, подготовку предложений
председателю комиссии для принятия решений, постановку задач подчиненным структурным
подразделениям;
- организуют приведение в готовность сил и средств, проведение работ по
ликвидации последствий ЧС;
- принимают экстренные меры по защите производственного персонала;
- осуществляют эвакуацию производственного персонала, не привлекаемого к
ликвидации ЧС;
- осуществляют сбор и обработку информации;
- осуществляют подготовку и представление информации в вышестоящие органы
управления о сложившейся обстановке и проводимых мероприятиях;
- участвуют в работе специальных комиссий по административному и техническому
расследованию причин, вызвавших возникновение аварии.
Комиссия возглавляется начальником ЦДНГ АО
«Оренбургнефтеотдача»
(председатель Комиссии) - Холмов А.К.
Члены комиссии:
- мастер по добыче нефти и газа АО «Оренбургнефтеотдача» - Подкопаев А.А.
- ведущий специалист по ОТ, ПБ и ООС АО «Оренбургнефтеотдача» - Ростов А.А.
61
содержание .. 1 2 3 ..