Раздел 1. Общие сведения об объекте

Раздел 1. Общие сведения об объекте

1.1. Характеристика объекта

Полное и сокращенное название организации. Открытое акционерное общество "Нефть". Сокращенное название - ОАО "Нефть".

Фамилия, должность руководителя организации. Исполнительный директор - Пауль Александр Артурович.

Полный почтовый адрес, телефон, факс организации. 410031, г. Саратов, ул. Комсомольская, 52, тел. (8452) 28-60-17, 28-60-18.

Краткий перечень основных направлений деятельности, связанных с эксплуатацией объекта. ОАО "Нефть" предназначено для добычи, транспортировки, хранения и отгрузки нефти и включает два купола: Южный и Северный и сборный пункт нефти. По нефтепроводу длиной 5 км и диаметром 159 x 7 мм с Южного купола нефть поступает на сборный пункт. Максимально возможная производительность трубопровода составляет 44 м3/час. С Северного купола по нефтепроводу длиной 1 км и диаметром 114 x 7 мм нефть также поступает на сборный пункт. Проект разработки нефтяной залежи Д_3-1 Кыновско-Пашинского горизонта Атамановского месторождения Саратовской области, Саратов, 2002 год, выполнен ДОАО "ВНИПИгаздобыча" ОАО "Газпром".

Объем хранения нефти. На сборном пункте нефти размещены 2 резервуара РВС-1000, резервуар РВС-400 и РВС-200 - всего 2600 м3 нефти.

Всего на объекте обращается 2700 м3 нефти.

Характеристика нефти. Плотность нефти по Южному куполу - 0,854 т/м3, по Северному куполу - 0,83 т/м3, кинематическая вязкость по Южному куполу - 12,9 мПа х с, по Северному куполу - 8,54 мПа х с, температура застывания по Южному куполу -18°С, по Северному куполу -16°С, температура вспышки +44°С.

Количество работающего на объекте персонала в дневную смену - 12 человек.

Объект застрахован.

График работы объекта. Нефть из скважин после отделения газа в сепараторе поступает в сборную емкость, а затем примерно ежедневно откачивается в резервуары пункта сбора нефти. Отгрузка нефти потребителям производится в автоцистерны. Средняя годовая производительность по Южному куполу - 17800 м3, по Северному куполу - 3600 м3.

1.2. Прогнозирование возможных разливов нефти и нефтепродуктов

Аварии в резервуарном парке и на нефтепроводах, в результате которых создаются чрезвычайные ситуации, представляющие угрозу людям, объектам экономики и окружающей природной среде - это аварии с разливом нефти, пожарами и загрязнением прилегающих территорий. Для предупреждения и ликвидации подобных чрезвычайных ситуаций необходимо количественно оценить риск возможных разливов нефти и их последствий и разработать на этой основе мероприятия, направленные на их предупреждение и поддержание в состоянии постоянной готовности соответствующих сил и средств.

В соответствии с постановлениями Правительства Российской Федерации от 21 августа 2000 года N 613 "О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефте-продуктов" и от 15 апреля 2002 года N 240 "О порядке организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации" планы разрабатываются с учетом максимально возможного объема разлива нефти, который определяется для следующих объектов:

трубопровод при порыве - 25 процентов максимального объема прокачки в течение 6 часов и объем нефтепродуктов между запорными задвижками на порванном участке трубопровода;

трубопровод при проколе - 2 процента максимального объема прокачки в течение 14 дней;

стационарные объекты хранения нефти - 100 процентов объема максимальной емкости одного объекта хранения.

Однако при разработке планов по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти на трубопроводах и резервуарах конкретного предприятия ОАО "Нефть" (рисунок 1) предварительно рассчитываются массы аварийных выливов с учетом реальных факторов (профиля трассы, специфики транспорта нефти на сборный пункт с мест отбора жидкости из скважин, контрольного проезда вдоль трассы нефтепровода 2 раза в сутки, хорошей просматриваемости места залегания трубопровода и т.п.), и оценить последствия воздействия поражающих факторов на людей и прилегающие территории с учетом специфики сценариев развития аварий.

Наиболее вероятные сценарии аварий на нефтепроводе и в резервуарных парках ОАО "Нефть".

Сценарий А. Порыв трубопровода перекачки нефти с Южного купола на пункт сбора нефти - неконтролируемый выброс нефти из трубопровода через гильотинный разрыв за время, определяемое временем обнаружения и временем устранения выброса аварийно-восстановительной бригадой.

Сценарий Б. Порыв трубопровода перекачки нефти с Северного купола на пункт сбора нефти - неконтролируемый выброс нефти из трубопровода через гильотинный разрыв за время, определяемое временем обнаружения и временем устранения выброса аварийно-восстановительной бригадой.

Рис. 1. План размещения технологических площадок сбора нефти и трубопроводов транспорта нефти ОАО "Нефть"

Сценарий В. Прокол трубопровода перекачки нефти с Южного купола на пункт сбора нефти - неконтролируемая утечка нефти из трубопровода через малое аварийное отверстие за время, определяемое временем обнаружения и временем устранения утечки аварийно-восстановительной бригадой.

Сценарий Г. Прокол трубопровода перекачки нефти с Северного купола на пункт сбора нефти - неконтролируемая утечка нефти из трубопровода через малое аварийное отверстие за время, определяемое временем обнаружения и временем устранения утечки аварийно-восстановительной бригадой.

Сценарий Д. Разрушение резервуара. Разлитие нефти в обваловании.

Полное разрушение резервуара РВС-1000 разлив нефти в обвалование загрязнение оборудования резервуаров и земли в обваловании.

Сценарий Е. Мгновенное разрушение автоцистерны. Разлитие нефти по прилегающей территории.

1.2.1. Расчет массы возможных аварийных разливов нефти

Применяемые физико-математические модели и методы расчета массы возможных аварийных разливов нефти на трубопроводе. При выполнении расчетов процесса аварийного опорожнения трубопровода учитывались условия истечения до закрытия задвижек, когда движущий напор остается постоянным, и истечение после закрытия задвижек, когда движущий напор в трубопроводе является переменным во времени, по мере истечения нефтепродукта до прекращения утечки.

Количество нефти, вытекающее при аварии на участке трассы, является случайной функцией, зависящей от следующих случайных параметров:

размера и места расположения аварийного отверстия;

интервала времени с момента возникновения аварии до перекрытия задвижки на сборной емкости;

продолжительности истечения нефти с момента остановки перекачки до момента прибытия аварийно-восстановительной бригады и эффективности мер по локализации аварии.

Процесс аварийного опорожнения продуктопровода происходит в двух режимах:

Первый режим - до закрытия задвижки при постоянном напоре, когда движение потока жидкости в трубе определяется давлением газа в сборной емкости и разностью высот геодезических отметок;

Второй режим - после закрытия задвижки в самотечном режиме для переменного во времени, по мере истечения нефти, движущегося напора, когда движение потока вызывается разностью высот геодезических отметок вдоль трассы трубопровода.

Реальный профиль трассы нефтепроводов ОАО "Нефть" показан на рисунке 2.

Рис. 2. Реальный профиль трассы нефтепроводов ОАО "Нефть" и детализация расчетов вылива нефти

Оценка массы возможных аварийных разливов на трубопроводе перекачки нефти ОАО "Нефть". Оценим количество опасного вещества, способного участвовать в аварии при неконтролируемых разливах нефти на линейной части трубопроводов с учетом реального профиля трассы рисунке 2 и рисунке 3.

При оценке массы возможных разливов нефти исходили из специфики и профиля реальной трассы и следующих принятых допущений:

время перекрытия задвижки на сборной емкости Южного купола при реализации сценария "А" варьируется от 10 до 40 мин. - время, по экспертной оценке специалистов ОАО "Нефть", необходимое оператору на принятие мер, направленных на ликвидацию аварии;

время перекрытия задвижки на сборной емкости Северного купола при реализации сценария "Б" варьируется от 5 до 20 мин. - время, по экспертной оценке специалистов ОАО "Нефть", необходимое оператору на принятие мер, направленных на ликвидацию аварии;

в сценарии "А" или "Б" время самотечного режима при выливе нефти через аварийное отверстие определяется временем на принятие адекватного решения в чрезвычайной ситуации, временем обнаружения места разлива нефти, временем прибытия к месту аварии ремонтно-восстановительной бригады, временем, необходимым для устранения аварийного выброса, и составляет не менее 120 мин.;

в сценарии "А" или "Б" полное время истечения нефти за время закрытия задвижки и свободного вылива после закрытия задвижки составит, с учетом принятых выше допущений, 130-160 мин.;

Рис. 3. Линейная часть трубопроводов ОАО "Нефть"

время перекрытия задвижки на сборной емкости при проколе трубы и реализации сценария "В" или "Г" определяется временем обнаружения утечки на продуктопроводах и составляет, исходя из специфики наблюдаемости трассы, от 60 до 240 мин.;

в сценарии "В" или "Г" при проколе трубы время самотечного режима при выливе нефтепродукта через аварийное отверстие после закрытия задвижки определяется временем опорожнения аварийного трубопровода и составляет, исходя из практики проведения аварийно-восстановительных работ, 120 мин. (время на принятие адекватного решения в чрезвычайной ситуации, включая время на дорогу и время на устранение течи);

при реализации сценариев "А" и "Б" рассматриваются порывы трубопровода в результате внешних воздействий природного или техногенного характера с условным диаметром аварийного отверстия, равным внутреннему диаметру рассматриваемого трубопровода (разрыв "гильотинного" типа);

при реализации сценариев "В" и "Г", как следствие прокола трубы, постулируется утечка нефти через продольную трещину в стенке трубопровода коррозионного, усталостного или технологического происхождения с линейным размером L, равным 0,3-0,75 калибра и ширине раскрытия L/8, что соответствует эквивалентному диаметру 10-30 мм, в зависимости от калибра трубы.

Используя описанную выше методику расчета аварийного вылива однофазной жидкости из разгерметизировавшегося трубопровода и принятые допущения были получены матрицы распределения масс аварийных разливов нефти, приведенные для рассматриваемых участков трассы в таблицах 1, 2.

"Таблица 1. Максимально возможные аварийные разливы нефти при прорыве трубопровода"

"Таблица 2. Максимально возможные аварийные разливы нефти при проколе трубопровода"

Оценка массы возможных аварийных разливов в резервуарном парке и наливной эстакаде ОАО "Нефть".

Данные о разливе нефти в резервуарном парке и на пункте налива автоцистерн приведены в таблице 3.

Таблица 3

Максимально возможные аварийные разливы нефти при разрушении резервуаров и автоцистерны

Резервуар	Максимально возможный аварийный разлив нефти, М_max, т
РВС-1000	680
Автоцистерна	11,2

1.2.2. Определение линейных размеров и площади зеркала аварийных разливов и времени гравитационного растекания нефти

Результаты расчетов зеркала разлития нефти приведены в таблицах 4 и 5.

Таблица 4

Размеры зеркала разлития нефти при порыве трубопровода

Номер сценария Место разлива	М_max, т	Структура подстила- ющей по- верхности		Полное время растекания жидкости с момента аварии, час.	Площадь разлития S*, м2	Размеры разлития		Объем загряз- ненного грунта, м3
						Х, м	Y, м
Разлив нефти (Сценарий А) D = 0,159 м, L = 5000 м, Рн = 0,2 МПа, Q_прк = 44 м3/ч, V_прк = 0,74 м/с
Сц. А-1 ГРП-3	8.93	грунт	1.38		104.64	21.59	6.17	5.23
Сц. А-2 Высотная отметка 90 м	41.06	грунт	1.65		480.41	46.27	13.22	24.0
Сц. А-3 пос. Ата- мановка	54.37	грунт	1.88		635.39	34.84	23.22	31.8
Сц. А-4 р. Елшанка	77.75	грунт	2.48		907.61	41.63	27.76	45.4
Разлив нефти (Сценарий Б) D = 0,114 м, L = 1000 м, Рн = 0,2 МПа, Q_прк = 15 м3/ч, V_прк = 0,52 м/с
Сц. Б-1 Высотная отметка 70 м	3.63	грунт	37.2 мин.		43.63	13.94	3.98	2.2
Сц. Б-2 р. Елшанка	7.43	грунт	53.4 мин.		89.17	13.05	8.7	4.5

*) толщина слоя разлития зависит от кинематической вязкости жидкости, массы аварийного вылива, структуры подстилающей поверхности, характера ландшафта и составляет 0,1-0,12 м с учетом пропитки грунта 0,05 м.

Таблица 5

Размеры зеркала разлития нефти при проколе трубопровода

Номер сценария Место разлива	М_max, т	Структура подстилающей поверхности	Полное время растекания жидкости с момента аварии, час.	Площадь разлития S*, м2	Размеры разлития
					Х, м	Y, м
Разлив нефти (Сценарий В) D = 0,159 м, L = 5000 м, Рн = 0,2 МПа, Q_прк = 44 м3/ч, V_прк = 0,74 м/с
Сц. В-1 ГРП-3	0.43	грунт	4.72	4.99	4.72	1.35
Сц. В-2 Высотная отметка 90 м	1.78	грунт	4.99	20.8	9.63	2.75
Сц. В-3 пос. Атама- новка	3.56	грунт	5.22	41.64	8.92	5.94
Сц. В-4 р. Елшанка	4.05	грунт	5.82	47.31	9.51	6.34
Разлив нефти (Сценарий Г) D = 0,114 м, L = 1000 м, Рн = 0,2 МПа, Q_прк = 15 м3/ч, V_прк = 0,52 м/с
Сц. Г-1 Высотная отметка 70 м	0.43	грунт	4.29	5.17	4.8	1.37
Сц. Г-2 р. Елшанка	0.86	грунт	4.54	10.33	4.44	2.96

*) толщина слоя разлития зависит от кинематической вязкости жидкости, массы аварийного вылива, структуры подстилающей поверхности, характера ландшафта и составляет 0,1-0,12 м.

Для определения направления разлива нефти оценивается характер рельефа местности.

С этой целью моделируется профиль местности в двух взаимно перпендикулярных плоскостях сечения рельефа (рисунки 4, 5, 6).

Рис. 4. Профиль местности в районе реализации сценария А-2

Рис. 5. Профиль местности в районе реализации сценария А-3

Рис. 6. Профиль местности в районе реализации сценария А-4

Анализ профиля местности показал, что нефть при аварийных разливах будет растекаться в западном - северо-западном направлениях от места порыва трубы.

Зоны максимального возможного разлития нефти на прилегающей к трубопроводам территории при реализации сценариев "А" и "Б" показаны на рисунке 7.

Рис. 7. Зоны максимального возможного разлития нефти на прилегающей к трубопроводам территории при реализации сценариев "А" и "Б"

Численные характеристики резервуарного парка нефтехранилища представлены в таблице 6.

Таблица 6

Численные характеристики резервуарного парка нефтехранилища

Показатели	РВС-1000
Диаметр резервуара, м	10,4
Площадь обвалования S_обвл., м2	7800
Высота обвалования, м	1,6
Площадь, занимаемая резервуарами, S_р., м2	475
Площадь зеркала разлития в обваловании S_рзл, м2	7325
Толщина слоя разлития в обваловании после разрушения резервуара h_сл., м	0,11

Размеры зеркала разлития и время гравитационного растекания нефти при разрушении резервуара в нефтехранилище и автоцистерны на пункте налива нефти, приведены в таблице 7.

Таблица 7

Основные результаты расчета зон действия поражающих факторов для сценариев развития аварии с разливом нефти

Параметры	Номер сценария
	Д	Е
Площадь разлития, м2	7025	129
Размеры разлития (радиус), м	49	6,4
Толщина слоя разлития, м	0,11	0,1
Время разлития, с	32,3	3,8

1.2.3. Определение зон возможного теплового поражения при максимально возможных разливах нефти

Оценка зон теплового поражения при максимально возможных разливах нефти в резервуарных парках.

Оценка зон теплового поражения при пожарах разлития нефти приведена в таблице 8.

Таблица 8

Вероятные зоны действия теплового излучения

Сценарий	Максимально возможная масса аварийного разлива, т	Максимально возможная площадь зеркала аварийного разлива, м2	Время полного выгорания нефти, час.	Уровни теплового потока (кВт/м2) на расстоянии (м) от фронта пламени
				7,0	3,5	1,4
Д	680	7025	0.65	50	77	123
E	11,2	129	0.65	9,5	14	24

Примечание:

7,0 кВт/м2 - порог теплового поражения - непереносимая боль, ожоги II степени через 20-30 с (ГОСТ Р 12.3.047-98);

3,5 кВт/м2 - безопасное эвакуационное расстояние для персонала объекта (НПБ-107-97, стр. 19);

1,4 кВт/м2 - безопасное для человека длительное время (ГОСТ Р 12.3.047-98).

1.2.4. Оценка частоты реализации опасностей на трубопроводе перекачки нефти и в резервуарных парках

В последние годы возросла агрессивность перекачиваемых по трубопроводам веществ, что связано с вступлением большинства старых месторождений в более позднюю стадию разработки, увеличением доли месторождений с повышенным содержанием сероводорода в нефти, массовым применением методов заводнения пластов.

Отмечается отсталый технический и технологический уровень производства, изношенность оборудования. Общее состояние нефтепромысловых трубопроводов может характеризоваться как критическое, требующее принятия срочных радикальных мер.

Высокий уровень аварийности обусловлен низкой коррозионной стойкостью применяемых труб, изготовленных из малоуглеродистых низколегированных сталей и отсутствием противокоррозионных покрытий на внутренних и наружных поверхностях. На нефтепромысловых трубопроводах износ достигает 80 процентов.

Основной причиной аварий является физический износ и коррозия металла. На долю этой причины приходится 60-70 процентов всех аварий. Это обосновывается тем, что:

во-первых, в промысловых нефтепроводах, в отличие от магистральных, перекачивается не чистая нефть, а скорее нефтесодержащая жидкость, в которой вода, идущая из скважины вместе с нефтью и "неравнодушная" к металлу, составляет до половины перекачиваемых на промыслах объемов продукта;

во-вторых, в промысловой нефти есть и песок, и другие взвеси с абразивными свойствами;

в-третьих, некоторые скважины дают не только нейтральные для металла углеводороды, но и агрессивные компоненты, активно разрушающие трубу, например сероводород.

Данные причины, а также значительный физический износ объясняют высокую частоту аварий на промысловых нефтепроводах.

Статистика аварий на промысловых трубопроводах Российской Федерации:

протяженность промысловых трубопроводов - 350 тыс. км (государственный доклад МЧС);

возраст трубопроводного транспорта составляет от 25 до 35 лет;

число аварий на промысловых трубопроводах - 25477 аварий за год (по данным Минтопэнерго РФ); 20000 аварий за год (из государственного доклада МЧС);

интенсивность аварий - 5,71 x 10(-2) - 7,28 x 10(-2) аварий/год х км.

Причины отказа внутрипромысловых нефтепроводов:

91 процент - внутренняя коррозия;

3,9 процента - внешняя коррозия;

2,8 процента - строительные дефекты;

0,8 процента - нарушение правил эксплуатации;

1,5 процента - прочее.

Статистика аварий на промысловых трубопроводах по Саратовской области приведена в таблице 9.

Таблица 9

Статистика аварий на межпромысловых нефтепроводах Саратовской области

Трубопроводы	год	d, мм	L, км	P, атм.	Количество аварий	Вид	Причина
НСП22 - ГС	2000	325	74	45	5	порыв	корр.
Колотовка-Рыбушка	2000	159	29	24	2	-//-	-//-
Малиновский овр.	2000	159	39,5	35	4	-//-	-//-
	2001				1	-//-	-//-
Язовка - Урицкое	2000	159	34,7	28	1	-//-	-//-
	2001				3	-//-	-//-
СП1-ГС	2000	159	30,7	10	1	-//-	-//-
СП18-СП20	2000	168	30,7	25	2	-//-	-//-
СП12-СП20	2000	273	40,6	10	1	-//-	-//-
СП11-СП13	2000	114	11	20	1	-//-	-//-

Основываясь на статистике аварий, можно констатировать, что по Саратовской области средний уровень аварийности на нефтепромысловых трубопроводах составляет 3,62 x 10(-2) авар./год х км. Эти данные достаточно хорошо коррелируют с данными об аварийности на промысловых трубопроводах Российской Федерации.

Исходя из предположения отказов трубопровода среднестатистическая частота (вероятность) аварий на межпромысловых трубопроводах по Саратовской области составит 3,55 x 10(-2) 1/год х км.

Учитывая данную информацию, время эксплуатации трубопроводов, а также используя коэффициент пересчета среднестатистической частоты аварий по нефтепроводам Саратовской области на диаметр труб Атамановского месторождения, принимаем для дальнейших расчетов следующие величины частоты аварий, приведенные в таблице 10.

Таблица 10

Частоты аварий на продуктопроводах

Наименование трассы нефтепровода	Частота аварии ламбда_ср, 1/год х км
Южный купол - сборный пункт нефти	2.94 x 10(-2)
Северный купол - сборный пункт нефти	1.82 x 10(-2)

Потенциальный риск R(E) реализации опасностей на продуктопроводах перекачки нефтепродуктов определялся по величине ламбда_ср с учетом экспертных оценок специфики эксплуатации промысловых трубопроводов, внешних антропогенных факторов и условий прокладки, вероятности возникновения соответствующего уровня разгерметизации трубопровода (коррозионный свищ, усталостная трещина, гильотинный разрыв), вероятности проведения аварийно-восстановительных работ.

Результаты расчетов риска реализации опасностей на продуктопроводах перекачки нефти с Южного и Северного куполов на сборный пункт нефти приведены в таблице 11.

Таблица 11

Потенциальный риск реализации опасности на продуктопроводах

Ожидаемые последст- вия аварии	Потенциальный риск разлива нефти на рассматриваемом участке трассы нефтепровода, 1/год
Южный купол - сборный пункт нефти
порыв	Сценарий А-1 0,22 x 10(-2)	Сценарий А-2 0,31 x 10(-2)	Сценарий А-3 0,41 x 10(-2)	Сценарий А-4 0,17 x 10(-2)
прокол	Сценарий В-1 0,51 x 10(-2)	Сценарий В-2 0,72 x 10(-2)	Сценарий В-3 0,95 x 10(-2)	Сценарий В-4 0,39 x 10(-2)
Северный купол - сборный пункт нефти
порыв	Сценарий Б-1 0,19 x 10(-2)		Сценарий Б-2 0,082 x 10(-2)
прокол	Сценарий Г-1 0,45 x 10(-2)		Сценарий Г-2 0,2 x 10(-2)

Оценка частоты реализации опасностей в резервуарных парках.

Для оценки потенциального риска необходимо знать частоту ламбда_А возникновения и развития аварии на объекте, а также вероятности последствий поражающего воздействия.

Значение величины ламбда_А определялось методами математической статистики с учетом среднестатистических данных об авариях резервуаров на объектах хранения нефти.

По данным работы анализ разрушений резервуаров представлен как частная выборка из генерального статистического массива зарегистрированных случаев пожаров и аварий на резервуарах по стране за тридцатипятилетний период с 1960 по 1995 годы (рисунок 8).

Используя непараметрические методы математической статистики для малой выборки объективно ограниченного объема и статистические данные о распределении разрушившихся резервуаров по вместимости (рисунок 9), рассчитаем частоту аварий на резервуарах с полным их разрушением.

Рис. 8. Статистика разрушений резервуаров за тридцатипятилетний период с 1960 по 1995 годы

Рис. 9. Распределение разрушившихся резервуаров по вместимости

Частота возникновения аварии в течение года в расчете на один резервуар составляет 3,1 x 10(-3) 1/год для резервуаров РВС - 1000.

От базовой, обобщенной частоты аварий для резервуарных парков страны необходимо перейти к частоте аварий на резервуарах объектов нефти добычи. С этой целью, используя данные о характере распределения разрушившихся резервуаров по отраслям промышленности (рисунок 10), определим частоту аварий в резервуарных парках.

Рис. 10. Распределение разрушившихся резервуаров по отраслям промышленности

С учетом вышесказанного частота аварий в резервуарном парке составляет 5,27 x 10(-4) год(-1) на резервуар для РВС - 1000.

Оценка частоты реализации опасностей на пункте налива автоцистерн. Логическая схема дерева отказов автоцистерны приведена на рисунке 11.

Рис. 11. Дерево отказов автоцистерны

Частота разрушения автоцистерны при сливо-наливных операциях на эстакаде слива нефти составит по результатам расчета 4,62 x 10(-4) в год.

1.3. Силы и средства, привлекаемые к ликвидации разлива нефти при авариях

1.3.1. Средства, привлекаемые к ликвидации разлива

Для ликвидации аварийного разлива нефти используются силы и средства ОАО "Нефть": собственные - 11 единиц техники и привлеченные 9 единиц. Личный состав - 33 человека.

Для приведения формирований в готовность определено: 1 час в летнее время и 1,5 часа в зимнее время. Формирования укомплектованы индивидуальными средствами защиты на 80 процентов.

При необходимости для локализации аварийного разлива нефти привлекаются профессиональные аварийные формирования ОАО "Саратовнефтегаз" в соответствии с планом взаимодействия.

Эти формирования расположены в Соколовогорском цехе (правобережных нефтегазопроводов). Нормативное время локализации аварийного разлива нефти на почве - 6 часов.

Ответственный за организацию взаимодействия сил и средств на объекте - главный инженер ОАО "Нефть" Андрианов С.П. Средства, привлекаемые к ликвидации разлива нефти, представлены в таблице 12.

Таблица 12

Средства, привлекаемые к ликвидации разлива нефти

N п/п	Состав средств для ликвидации аварии	Кол-во, (ед.)	Технические возможности	Время до- ставки к месту ава- рии, час.	Дислокация
Собственные средства
1.	Автобус (Газель 32213)	1	10 чел.	2	г. Саратов
2.	Экскаватор ЭО-2626	1	0,45 м3	2	п. Елшанка
3.	Бульдозер Т-170	1	100 м3/час	2-3	п. Елшанка
4.	Нефтевоз МАЗ-5337	1	8 м3	1,5	п. Елшанка
5.	Нефтевоз КамАЗ-53212	1	8 м3	1,5	п. Елшанка
6.	ППУ КрАЗ-255	1	130 м3/час	2	п. Елшанка
7.	Самосвал КрАЗ-256	1	8 т	1,5	п. Елшанка
8.	ЗИЛ-131Н - сварка	1	-	2	п. Елшанка
9.	КамАЗ-5320 бортовой	1	7 т	1,5	п. Елшанка
10.	ЗИЛ-157 бортовой	1	5 т	1,5	п. Елшанка
11.	Оперативная а/м УАЗ-462				п. Елшанка
Привлекаемые средства
1.	Автокран К-175	1	Развернут, 1 подъем - 10 мин. 10 мин.	1,5-2	Соколовая гора ОАО "Саратов- нефтегаз"
2.	Трейлер - перевозка трактора	1		1,5
3.	Электростанция ЭСД-20	1	20 кВт	1,5
4.	Передвижной насосный агрегат (ПНУ)	1	Q = 130 м3/час	1,5	Саратовское РНУ, ЛПДС, Соколовая гора
5.	А/м ЗИЛ-130	1		1,5-2
6.	Бочка - прицеп для воды	1	0,5 т
7.	Бензовоз ГАЗ-52	1	3 т	1,5-2
8.	ПАРМ ЗИЛ 120 (мастерская)	1	5 т	1,5-2
9.	Скиммерная установка "Магнум-200"	1	45 т/час	2	Саратовское РНУ, ЛПДС, Соколовая гора

Технические средства рассчитаны для наиболее значимого сценария АП-3 из расчета локализации его последствий в течение 6 часов. Причем привлекаемые силы от ОАО "Саратовнефтегаз" находятся примерно в 40 км от места аварии и будут сдерживать ликвидацию аварийного разлива нефти, хотя по количеству они позволяют ОАО "Нефть" локализовать аварию в установленные сроки.

Приведенные в таблице 12 средства, привлекаемые для локализации и ликвидации аварийных разливов нефти, рассчитаны из условия ликвидации наиболее тяжелых по своим последствиям сценариев аварий: А-1 (ГРП-3), А-2 (отм. 90), А-3 (п. Атамановка), А-4 (р. Елшанка). Эти аварии связаны с прорывом трубопровода D = 0,159 м в Южном куполе.

Сценарии, связанные с проколом нефтепровода - В-1, В-2, В-3, В-4, Г-1, Г-2, имеют значительно меньшие (примерно в 20 раз) аварийные выливы нефти, которые могут быть локализованы и ликвидированы в значительно меньшие сроки и меньшими силами. Это касается и сценариев Б-1 (отм. 70) и Б-2 (р. Елшанка), которые описывают прорыв трубопровода с незначительными последствиями (разлив 3,63 и 7,43 т нефти).

Исходя из вышесказанного, в дальнейшем рассмотрим силы и средства, необходимые для локализации аварийных разливов нефти по сценариям А-1, А-2, А-3, А-4. Риск таких аварий достаточно высок и составляет по Саратовской области на межпромысловых трубопроводах 3,55 x 10(-2) 1/год х км.

Локализация аварийных разливов нефти производится имеющимися средствами самого предприятия, а в случае необходимости привлекаются средства в соответствии с планом взаимодействия.

В таблице 13 приведены основные показатели длительности работы технических средств при локализации аварийных разливов нефти.

Таблица 13

Показатели длительности работы технических средств при локализации аварийных разливов нефти

N п/п	Наименование показателя	Номер сценария
		А-1	А-2	А-3	А-4
1.	Объем вылившейся нефти, т	8,93	41,06	54,37	77,75
2.	Площадь разлива нефти на поверхности земли, м2	104,64	480,41	635,39	907,61
3.	Длина и ширина пятна нефти, м	21,6 x 6,2	46,3 x 13,2	34,8 x 23,2	41,6 x 27,8
4.	Время работы двух бульдозе- ров по сбору грунта, час.	0,6	2,5	3,3	4,6
5.	Объем собранного грунта, м3	5,2	24	31,7	45,4
6.	Количество рейсов самосвала КамАЗ с плечом отвоза 40 км	1	4	5	7
7.	Время сбора нефти с поверхности земли в амбар уст "Магнум-200", час.	-	0,7	1,2	1,7

Результаты расчетов, приведенные в таблице 13, получены при следующих исходных данных:

1. Номинальная производительность скиммерной установки по сбору нефти с поверхности земли типа "Магнум-200" - 45 м3/час.

2. Номинальная производительность насосного агрегата ПНУ - 130 м3/час.

3. Коэффициент эффективности работы технических средств в среднем - 0,475.

4. Производительность бульдозера при сборе грунта - 100 м3/час.

5. Грузоподъемность самосвала КамАЗ - 7 м3 (грунта).

6. Удаление загрязненного грунта толщиной 5 см вручную с укладкой в контейнер - 5 м3/час.

Примечание: работа скиммерной установки будет затруднена из-за больших перепадов на местности, поэтому будет применяться и ручной труд. По этой причине время сбора может увеличиться в 1,5-2 раза.

1.3.2. Силы, привлекаемые к ликвидации разлива нефти

В соответствии с пунктом 4 Правил организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 15 апреля 2002 года N 240 "О порядке организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации" определено, что организации обязаны: создавать собственные формирования (подразделения) для ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, оснащать их специальными техническими средствами или заключать договоры с профессиональными аварийно-спасательными формированиями, выполняющими работы по ликвидации разливов нефти, имеющими соответствующие лицензии и аттестованные в установленном порядке. Пункт 7 указанных Правил определяет, что время локализации разлива на акватории - 4 часа, а на почве - 6 часов с момента обнаружения разлива нефти. Эти требования определяют состав сил и средств для локализации аварийного разлива нефти и порядок их действий.

Мероприятия по сбору нефти считаются завершенными, если прекратился сброс нефти, произведен сбор нефти, исходя из технических возможностей применяемых механизмов, собранные нефтепродукты не угрожают вторичному загрязнению территории.

Приказом генерального директора для локализации аварийных разливов нефти создается комиссия по чрезвычайным ситуациям ОАО "Нефть", постоянно действующий штаб по локализации аварийных разливов нефти в следующем составе:

1. Руководитель работ - главный инженер (он же возглавляет оперативную группу).

2. Первый помощник руководителя работ - координирует деятельность рабочих групп, контролирующих и заинтересованных организаций.

3. Второй помощник руководителя работ - ведет документацию по ликвидации аварии (оперативный журнал ликвидации аварии).

4. Начальник ремонтной группы N 1 (4 человека) - организует перекрытие задвижек, врезку патрубков, откачку нефти из поврежденного участка трубопровода, вскрытие и ремонт поврежденного участка трубопровода.

5. Руководитель группы N 2 подготовки и доставки технических средств к месту аварии (5 человек) - с объявлением аварийной ситуации немедленно готовит технические средства для сбора нефти, организует их погрузку и разгрузку на месте аварии. Уточняет для водителей маршрут следования транспорта к месту установки технических средств. На месте аварии разворачивает передвижные насосы, сборные емкости, соединительные рукава. Организует доставку электроагрегатов, электрокабелей, технических средств связи, вагонов-бытовок, палаток, оборудования полевой кухни, питьевой воды и т.д.

6. Руководитель группы N 3 энергообеспечения (3 человека) - обеспечивает совместно с группой доставки технических средств доставку техники на место аварии. Проводит прокладку кабелей электропитания к приводам нефтесборщиков, перекачивающих насосов, электроосвещения, связи и других потребителей электроэнергии. Выполняет планировку территории, подъездов к объектам на месте аварии, обвалований, котлованов (амбаров) и других земляных работ.

7. Руководитель группы N 4 ликвидации последствий аварийного разлива нефти (14 человек) - обеспечивает выполнение работ по сбору нефти в местах ее разлива техническими средствами, а в местах, недоступных для нефтесборщиков, - вручную.

Таким образом, в зависимости от аварийной ситуации можно распределить специалистов в соответствии с предложенной спецификацией. Это дает возможность организовать обучение по группам.

Руководящий состав и командиры групп в случае аварии оповещаются дежурным диспетчером ОАО "Нефть" в соответствии с рисунком 12.