Предотвращение аварийных разливов нефти и нефтепродуктов при порывах трубопроводов на переходах через водные преграды

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Другое
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

1,63 Мб
Опубликовано:

2016-10-07

Все дипломные работы по другим направлениям

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Предотвращение аварийных разливов нефти и нефтепродуктов при порывах трубопроводов на переходах через водные преграды

Содержание

трубопроводный транспортировка нефть аварийность

Введение

. Характеристика объекта

.1 Сведения о деятельности ОАО «Томскнефть» ВНК

.2 Трубопроводная система транспортировки нефти

. Анализ аварийности

.1 Классификация аварий

.2 Анализ аварий на объектах ОАО «Томскнефть» ВНК

. Предотвращение аварийных разливов нефти

.1 Актуальность проблемы

.2 Методы предотвращения аварийных разливов нефти

.3 Новая технология обустройства подводных переходов

. Технико-экономические расчеты

.1 Расчет затрат на строительство защитного кожуха

.1.1 Обоснование выбора материалов

.1.2 Расчет количества компенсаторов

.2 Расчет убытков при разгерметизации трубопровода

.3 Расчет затрат на ликвидацию аварии и её последствий

. Социальная ответственность

.1 Профессиональная социальная безопасность

.1.1 Анализ вредных производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению

.1.2.Анализ опасных производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению

.1.3 Пожарная и взрывная безопасность

.2 Экологическая безопасность

.3 Безопасность в чрезвычайных ситуациях

.4 Законодательное регулирование проектных решений

. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение

.1 Потребители результатов исследования

.2 SWOT-анализ

.3 Оценка готовности проекта к коммерциализации

.4 Организационная структура проекта

.4.1 План проекта

.4.2 Бюджет научного исследования

.4.3 Риски проекта

.5 Оценка сравнительной эффективности исследования

Заключение

Список использованных источников

Приложения

Введение

Развитая система трубопроводного транспорта и его эффективная работа в настоящее время является одним из важнейших факторов, наряду с добычей и переработкой нефти, обуславливающих успешную деятельность любого нефтегазодобывающего предприятия, от деятельности которых зависит и экономика страны. В связи с этим выбранная тематика, несмотря на узкую направленность, входит в актуальное русло проблем энергетики России и обращает внимание на существующую в настоящее время проблему неэффективной эксплуатации промышленных трубопроводов в силу их высокой подверженности аварийностям.

Именно безаварийная работа системы трубопроводов позволяет доставить весь объем добытой нефти для переработки и далее до потребителя без повышения ее себестоимости. В то же время, согласно статистике, количество отказов на промысловых трубопроводах остается довольно высоким. Это связано в первую очередь с коррозионным износом трубопроводов.

Стоит отметить, что отказы на промысловых трубопроводах пересекающих водные преграды, наносят большой экономический ущерб не только из-за потерь продукта, но и сопровождаются, в большинстве случаев загрязнением окружающей среды, гибелью флоры и фауны, возникновением пожаров и даже человеческими жертвами.

Поэтому к трубопроводам предъявляются очень высокие требования, одним из которых является герметичность.

Среди условий, обеспечивающих избежание неприятных последствий аварийных отказов, важное место принадлежит своевременному и качественному проведению профилактических мероприятий.

Цель работы - рассмотреть новый, более эффективный метод обустройства участков трубопроводов на пересечениях с водными преградами и в пойменных зонах водных объектов для предотвращения аварийных разливов нефтепродуктов на примере системы нефтесбора ОАО «Томскнефть» ВНК и дать его экономическое обоснование.

Задачи:

· провести краткий анализ состояния трубопроводной системы транспортировки нефти ОАО «Томскнефть» ВНК;

· провести анализ существующих аварий и рассмотреть причины аварийных разливов нефти на объектах ОАО «Томскнефть» ВНК;

· рассмотреть применяемые методы для устранения причин аварийных разливов;

· предложить новый метод для устранения причин аварийных разливов на переходах через водные преграды;

· привести экономическое обоснование применения предлагаемого метода для предотвращения аварийных разливов на переходах через водные преграды.

1. Характеристика объекта

.1 Сведения о деятельности ОАО «Томскнефть» ВНК

ОАО «Томскнефть» ВНК было основано в 1966 году с базой в г.Стрежевой. Основным видом деятельности является добыча нефти и газа на территории Томской и Тюменской областей [8].

Территория деятельности ОАО «Томскнефть» ВНК составляет более 42 тысяч кв.км. Площадь лицензионных участков - свыше 26 тысяч кв.км. Главная отличительная черта географии предприятия: разбросанность месторождений, большинство из них находится в труднодоступных Васюганских болотах и на неосвоенных землях. На сегодняшний день предприятие эксплуатирует 32 месторождения, которые находятся на большом расстоянии от г.Стрежевой: 500км на юго-запад - Крапивинское н.м.р., 400км на юго-восток - Лугинецкое г.н.м.р., 100км на северо-восток - Вахское н.м.р. Степень заболоченности достигает до 80%. Коэффициент густоты речной сети - 0,32. На всем протяжении нефтесборные трубопроводы имеют более 200 пересечений с водными объектами различного типа и ширины (крупные и мелкие реки, протоки, озера и т.д.), а так же со множеством ручьев и водотоков, являющихся частью водосборного бассейна таких крупных рек как Обь, Васюган и Вах [8].

Климат континентальный, избыточно влажный. Абсолютный минимум температур составляет минус 54 °С, средняя температура самого жаркого месяца июля составляет плюс 17 °С.

Весенний период характеризуется неустойчивой температурой. Продолжительность холодного периода составляет 185-200 дней, теплого - 165-180 дней. Устойчивые морозы в среднем наступают - 27 октября, прекращаются - 1 апреля. Наибольшая высота снежного покрова достигает в марте 43 см. Наибольшее количество осадков летом - 553 мм [20].

Глубина промерзания суглинистых грунтов составляет 2.4 м, супеси - 2.6 м, торфа - 0,6 м.

Абсолютная максимальная температура плюс 36 °С.

Абсолютная минимальная температура минус 54 °С.

.2 Трубопроводная система транспортировки нефти

Общая протяженность действующих трубопроводов системы нефтесбора ОАО «Томскнефть» ВНК (нефтесборные коллектора от АГЗУ до ДНС и УПСВ и напорные коллектора от ДНС и УПСВ до УПН) на начало 2015 года составляла более 3500км. В эксплуатации, в зависимости от объема перекачиваемого продукта, находятся трубопроводы очень широкого диапазона диаметров: от 73 до 630мм.

Рис.1 Протяженность трубопроводов

Географически трубопроводы расположены на территории Томской и Тюменской областей (Приложение 1).

Рис.2 Территориальная принадлежность

Не смотря на то, что Общество ежегодно тратит значительные суммы на строительство новых трубопроводов, а так же на ремонт и реконструкцию трубопроводов выработавших свой ресурс, основной объем составляют трубопроводы с наработкой около 10 лет.

По плотности нефть, добываемая на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК, относится к классу средних, средняя плотность ρ=0,85 г/см³. Содержание солей до 1700 мг/дм³, механических примесей - до 70мг
дм³. Большое содержание солей и механических примесей обуславливает высокую коррозионность добываемой нефти.

2. Анализ аварийности

.1 Классификация аварий

Отказом трубопроводов промыслового сбора и транспорта продукции скважин считается нарушение работоспособности, связанное с внезапной полной или частичной остановкой трубопровода из-за нарушения герметичности трубопровода или запорной и регулирующей арматуры или из-за закупорки трубопровода.

Повреждением называется нарушение исправного состояния ПТ при сохранении его работоспособности и не сопровождаемое материальным и экологическим ущербом.

Отказы ПТ делятся на некатегорийные и категорийные, сопровождаемые несчастными случаями и пожарами.

К категорийным относятся отказы, которые расследуются в соответствии с инструкцией Госгортехнадзора России (РД 03-293-99 «Положение о порядке технического расследования причин аварий на опасных производственных объектах»). К ним относится полное или частичное разрушение объектов добычи и подготовки нефти и газа, внутрипромысловых трубопроводов, сопровождающееся или приведшее к разливу (утечке) нефти в объеме 10 и более кубометров или утечкой природного (попутного) газа в объеме 10 тысяч и более кубометров.

Все остальные отказы некатегорийные расследуются в соответствии с РД 39-132-94 «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов» [1].

Некатегорийные отказы подразделяются по видам нарушений:

разрывы и трещины по основному металлу труб, по продольным и кольцевым сварным швам;

негерметичность по причине коррозии внутренней и внешней;

негерметичность запорной и регулирующей арматуры;

потеря герметичности трубопровода от внешних механических воздействий;

потеря пропускной способности трубопровода из-за образования закупорок.

Некатегорийные отказы ПТ подразделяются на отказы 1-й и 2-й групп.

К отказам 1-й группы относятся отказы на внутриплощадочных напорных внутри- и межпромысловых нефтепроводах на участке от дожимной насосной станции (ДНС) до центрального пункта сбора (ЦПС) или от комплексного сборного пункта (КСП) и далее до магистральных нефтепроводов.

К отказам 2-й группы относятся отказы на газопроводах, на нефтесборных трубопроводах на участке от групповой замерной установки (ГЗУ) до ДНС, а также на водоводах.

Аварийный разлив нефти (АРН) - любой сброс и поступление нефти, произошедший как в результате аварии, опасного природного явления, катастрофы стихийного или иного бедствия, так и при транспортировке нефти, при строительстве или эксплуатации объекта, а также в процессе производства ремонтных работ.

Важным аспектом проблемы аварийных разливов нефти является исследование причин их возникновения. Аварийные разливы продукции скважин на объектах добычи нефти, как правило, происходят вследствие нарушения герметичности оборудования и трубопроводов. В большинстве случаев к основным факторам, способствующим возникновению аварии с разливами нефти относятся:

наличие опасных веществ - нефти и газа - в больших количествах;

проведение технологических процессов под давлением;

наличие в нефти механических примесей, обуславливающих абразивный износ оборудования и трубопроводов;

коррозионная активность составляющих сырой нефти.

Основные возможные причины и факторы, способствующие возникновению и развитию аварий на промысловых, межпромысловых трубопроводах:

· Разлив нефти, в результате механического повреждения трубопровода и линейного оборудования;

· Наличие блуждающих токов в грунте способствует ухудшению свойств металла стенок трубопровода, создает опасность разгерметизации нефтепровода;

· Перекачка нефти под избыточным давлением, создает опасность разгерметизации трубопровода;

· Пересечение трубопровода с автодорогами (воздействие нагрузок от движения автомобилей и изменение давление в грунте под автомобильными дорогами);

· Разгерметизация трубопровода, в результате физико-химического воздействия;

· Несоответствие качества металла и геометрических параметров труб требованиям ГОСТ, неудовлетворительное качество сварных швов, наличие циклических нагрузок при перекачке нефти, старение металла труб, укладка трубопровода в траншею в напряженном состоянии при строительстве и капитальном ремонте в итоге приведет к разгерметизации нефтепровода;

· Частые пуски и остановки нефтеперекачивающих агрегатов, быстрые открытия и закрытия задвижек, всевозможные вибрации приводят к возникновению в трубопроводах нестационарных процессов, сопровождаемых резкими колебаниями давления, что в свою очередь может привести к разгерметизации трубопровода;

· Разгерметизация трубопровода, в результате внешнего воздействия;

· Разгерметизация трубопроводов, в результате землетрясения, наводнения, оползни и т.д.

2.2 Анализ аварий на объектах ОАО «Томскнефть» ВНК

Для выявления основных причин аварий на трубопроводах системы нефтесбора ОАО «Томскнефть» ВНК подвергнем анализу отказы, произошедшие в период с 2010 - начало 2015 г. (Рис. 3). Для анализа мы возьмем данные по отказам на внутрипромысловых нефтепроводах входящих в систему «АГЗУ - ДНС (УПСВ) - УПН».

Учитывая высокую обводненность продукта перекачиваемого по трубопроводам системы нефтесбора ОАО «Томскнефть» ВНК при перерасчете объемов жидкости, разлившейся в результате отказов, на объем чистой нефти мы получим объемы разливов значительно ниже 10м³, что требуется для классификации отказа как «категорийный». В связи с этим, согласно РД 39-132-94, все отказы произошедшие в данный период на рассматриваемых нефтепроводах относятся к разряду «некатегорийных» отказов [1].

Рис.3 Показатели аварийности

Основной причиной отказов (79%) является внутренняя ручейковая и питтинговая коррозия стенки основной трубы. В остальных же случаях (21%) причиной отказов явилась разгерметизация трубопроводов по кольцевым сварным соединениям, запорной и регулирующей арматуре, а так же коррозия фасонных частей в результате различных факторов.

Проведя анализ аварийности на трубопроводах системы нефтесбора ОАО «Томскнефть» ВНК мы видим, что в период с 2010 - начало 2015 г. количество отказов на нефтесборных коллекторах снизилось, но это лишь является следствием своевременно проведенных мероприятий по предупреждению отказов на трубопроводах, таких как капитальный ремонт, реконструкция, замена аварийных участков трубопроводов.

В общем же учитывая то, что обводненность перекачиваемой жидкости, агрессивность среды и наличие абразивных механических примесей являются неотъемлемыми сопутствующими факторами добычи нефти, проведение мероприятий по предотвращению аварийных разливов нефти является одним из ключевых вопросов в процессе эксплуатации трубопроводного транспорта.

3. Предотвращение аварийных разливов нефти

.1 Актуальность проблемы

При эксплуатации промышленных трубопроводов (водоводы высокого давления, нефтесборные коллектора, напорные и магистральные трубопроводы и т.д.) существует актуальная проблема в том, что при порыве трубопроводов происходит загрязнение окружающей среды, которое в свою очередь влечет за собой огромные экологические штрафы и затраты на ликвидацию последствий аварии со стороны эксплуатирующего предприятия. А так же существенный урон экологии.

Особое место занимают порывы на переходах трубопроводов через реки и озера, а так же порывы в пойменной зоне водных объектов. Порывы трубопроводов на водных объектах гораздо опаснее порывов на наземной части тем, что многократно увеличивается площадь загрязнения, время и средства на локализацию зоны загрязнения и ликвидацию последствий аварии, а так же наносится более серьезный вред окружающей среде. Ежегодно в бассейны рек и водоемы попадают сотни тысяч тонн нефти, в результате на воде образуется тонкая пленка, препятствующая газообмену. Основная задача при ликвидации последствий аварийных разливов нефтепродуктов на водной поверхности - ни при каких обстоятельствах не допустить загрязнения береговой полосы, так как в этом случае затраты на ликвидацию последствий аварии возрастают многократно. Сложность устранения аварийных разливов на водных поверхностях заключается в том, что возникает необходимость привлечения дорогостоящего оборудования и спецтехники (моторные лодки, боновые заграждения, нефтесборное оборудование и техника). Дополнительная сложность заключается (в большинстве случаев) в отсутствии подъездных путей для спецтехники.Не стоит так же забывать о том, что пластовая вода (сеноман) полностью растворяется в воде (в отличии от нефти) и приводит к гибели растительного и животного мира.

.2 Методы предотвращения аварийных разливов нефти

Работать над снижением количества отказов - задача, поставленная руководством перед управлением эксплуатации трубопроводов. В ОАО «Томскнефть» ВНК говорят: в развитие этого направления компания готова вкладывать деньги. На нескольких трубопроводах уже установленная система телемеханики, которая позволяет оперативно реагировать на отказы, предотвращать экологические последствия и минимизировать потери нефти. Средний годовой бюджет мероприятий по реконструкции, ингибированию, мониторингу и диагностике трубопроводов составляет более 800 миллионов рублей.

Заметив утечку или явную коррозию, работники цеха по текущему обслуживанию, ремонту трубопроводов и ликвидации последствий аварий подают заявку на более тщательное исследование проблемного участка трубопровода в лабораторию неразрушающего контроля. Дефектоскописты, вооружившись специальным оборудованием, выезжают на место, определяют уровень и объемы разрушения металла и выдают заключение. Исполняя предписания специалистов лаборатории, ЦТОРТ и ЛПА либо полностью производят замену участка трубопровода, либо проводят другие профилактические работы.

Существующий способ уменьшения последствий аварий на подводных переходах, это монтаж параллельно основной части трубопровода, резервной линии (Рис. 4). В случае порыва основной линии, работа трубопровода переводится на резервную линию, что сокращает время выброса транспортируемого продукта в окружающую среду без остановки работы трубопровода в целом. Но данный метод не исключает попадания вредных веществ в окружающую среду (требуется время на поиск места отказа, прибытие аварийной бригады и перевод работы трубопровода на резервную линию). Существующие методы защиты трубопроводов (электрохимическая, ингибиторная) только замедляют процесс коррозии, но не предотвращают аварии на трубопроводах полностью.

Рис.4 Схема монтажа резервной нитки

3.3 Новая технология обустройства подводных переходов

Предлагаемый метод обустройства переходов трубопроводов через водные преграды и пойменные участки водных объектов полностью исключает попадание вредных веществ в окружающую среду при разгерметизации трубопроводов на данных участках.

При обустройстве переходов через водные объекты (реки, озера и т.д.) на трубопровод монтируются температурные компенсаторы и герметичный кожух, окончания которого расположены за границами пойменной зоны водного объекта, на расстоянии, предотвращающем, в случае порыва, попадание транспортируемого продукта в водный объект (Рис. 5). Свободное пространство между кожухом и трубопроводом заполняется нейтральной жидкостью с добавлением ингибитора коррозии под атмосферным давлением.

В данном случае не происходит выброса рабочей жидкости в окружающую среду, так как трубопровод продолжает работать в нормальном режиме и размыва кожуха не произойдет по причине быстрого уравнивания давления между рабочей трубой и полостью кожуха. Скорость коррозии стенок основного трубопровода будет намного выше по сравнению со скоростью коррозии металла защитного кожуха, т.к. в защитном кожухе жидкость находится в спокойном состоянии, а в основном трубопроводе жидкость находится в движении (происходит разрушение оксидной пленки на поверхности металла), что значительно увеличивает скорость коррозии (чем больше скорость потока жидкости, тем больше скорость окисления металла). Так же в основном трубопроводе присутствует такой фактор как эрозия (механический износ нижней образующей трубы абразивными частицами вымываемыми из рабочего пласта). В то же время защитный кожух застрахован от размыва стенки турбулентными потоками, образующимися в результате завихрения жидкости в местах разрушения основного трубопровода, благодаря установке на основной трубе опорно-направляющих «колец-спейсеров».

Разность температурного удлинения между рабочей трубой и кожухом уравнивается с помощью установленных температурных компенсаторов. Современным способом продления срока эксплуатации трубопроводных систем является использование сильфонных металлических компенсаторов <#"897536.files/image005.gif">

Рис.5 Схема монтажа защитного кожуха

4. Технико-экономические расчеты

.1 Расчет затрат на строительство защитного кожуха

Для экономического расчета мы берем существующий трубопровод не оборудованный резервной ниткой НСК «к.20-УПСВ-8» Южно-Черемшанского месторождения ф159х10 L=6787м с водным переходом через р.Осиновая. Протяженность водного перехода составляет L=872м. Объем перекачиваемой жидкости Qж=232м3 / Qн=143т. Река Осиновая относится к водосборному бассейну р.Васюган.

Для оборудования водного перехода защитным кожухом нам потребуются следующие материалы (Таблица 1):

Таблица 1. Материалы необходимые для монтажа защитного кожуха

п/п	Наименование	Диаметр, толщина стенки	Единица измерения	Кол-во	Стоимость 1 ед., руб.	Общая стоимость, руб.
1	Труба стальная бесшовная с заводской изоляцией	325х7,5	м	860	3 230	2 816 690
2	Переход	325х7,5 159х7,5	шт.	2	4 000	8 000
3	Труба стальная бесшовная с заводской изоляцией	114х8	м	8	1 289,5	10 316
4	Задвижка ЗКЛ	100х40	шт.	2	10 434,00	20 868
5	Манжеты термоусаживающиеся	325	шт.	95	391,85	37 225
6	Опорно-направляющие кольца "Спейсер" тип Б	159	шт.	291	4 888	1 422 518
7	Компенсатор сильфонный осевой КСУ 150-25-100	150	шт.	2	10 500	21 000
8	Вставка электроизолирующая	325	шт.	2	6 875	13 750
9	Ингибитор коррозии АЗОЛ-5010А		кг	15	75,17	1 127
ИТОГО:					4 351 494

4.1.1 Обоснование выбора материалов

Для основного кожуха мы выбираем трубу стальную в заводской изоляции ф325х7,5 ст.20а. Длину трубы принимаем равной длине водного перехода за вычетом длины электроизолирующих вставок и расстояния от окончания подземной части перехода до секущих задвижек:

Lтрубы = Lпер. - 2*хLвэи - 2*Lуз.сек.задв. (4.1)

Lтрубы = 872 - 2*1 - 2*5 = 860м

Выбор сильфонных компенсаторов:

Компенсатор сильфонный (Рис. 6) - это устройство, гибкая вставка, используемое в системах трубопроводов, служащее для компенсации изменения длины участков трубопроводов, возникшее из-за температурного расширения материала труб или вследствие монтажных работ.

Рис.6 Компенсатор сильфонный осевой

Для перехода выбираем компенсатор марки КСУ 150-25-100 с рабочим давлением 2,5 МПа и компенсирующей способностью 100мм [22].

4.1.2 Расчет количества компенсаторов

Для расчета количества компенсаторов необходимо вычислить линейное удлинение трубопровода на участке водного перехода при различных условиях строительства и режимах эксплуатации. Все трубопроводы при изменении температуры транспортируемого продукта и окружающей среды подвержены температурным деформациям. Линейное удлинение 1м трубопровода при его нагревании на 1оС называют коэффициентом линейного удлинения.

Поскольку трубопроводы имеют большую протяженность, то суммарное их удлинение может достичь больших величин. Вследствие теплового удлинения в трубопроводе возникают значительные продольные усилия, которые оказывают давление на конечные закрепленные точки (опоры), стремясь сдвинуть их с места. Эти усилия настолько значительны, что могут разрушить опоры, вызвать продольный изгиб трубопровода или привести к нарушению фланцевых и сварных соединений.

Для защиты трубопровода от дополнительных нагрузок, возникающих при изменении температуры, его проектируют и конструктивно выполняют так, чтобы он имел возможность свободно удлиняться при нагревании и укорачиваться при охлаждении без перенапряжения материала и соединений труб.

Величина линейного расширения трубопроводов L определяется по формуле:

(4.2)

где:- длина трубопровода, м;

- расчетная разница температур (между рабочей температурой и температурой при монтаже), °С.

- коэффициент линейного расширения материала трубы, мм/(м °С);

Для стали марки 20а α = 11,5*10^-3 мм/(м °С).

Расчет произведем по максимально критическим условиям:

Строительство трубопровода осуществляется в зимний период и параметры эксплуатации близки к максимально возможным для данного участка (согласно эксплуатационного паспорта трубопровода).

Данные:

Монтаж перехода выполнялся при температуре окружающей среды -20°С, температура перекачиваемого продукта +50°С.

Удлинение основного трубопровода ф159 составит:

ΔL1 = 11,5*10-3 *860*70 = 692,3мм

Удлинение кожуха, с учетом взаимодействия кожуха с окружающей средой, составит:

ΔL2 = 11,5*10-3 *860*60 = 593,4мм

Соответственно нам необходимо компенсировать линейное удлинение

ΔL = ΔL1 - ΔL2 = 692,3 - 593,4 = 98,9мм

Принимая во внимание то, что при максимальном использовании компенсирующей способности срок службы компенсатора снижается, принимаем поправку на запас прочности 100%, для безотказной работы перехода в течении всего срока эксплуатации трубопровода.

Учитывая компенсирующую способность КСО 150-25-100 равную 100мм, мы принимаем количество компенсаторов необходимых для строительства данного перехода с запасом прочности равным 2шт.

Стоимость строительно-монтажных работ согласно сметы равна (Приложение 2): 7 265 386руб.

Итого общая стоимость дополнительных затрат на строительство составляет 11 616 880руб.

Сметная стоимость строительства НСК «к.20-УПСВ-8» составляет 46 050 000 руб.

Таким образом мы видим, что стоимость трубопровода с оборудованием водного перехода защитным кожухом увеличивается менее чем на 25%. Экономическую выгоду от предлагаемого усовершенствования просчитать практически невозможно, так как трудно оценить фактический ущерб для экологии и затраты на ликвидацию последствий аварии в случае возможного порыва трубопровода на переходе через р.Осиновая.

Учитывая, что отбор проб из р.Осиновая проводится, согласно утвержденного графика, 1 раз в 2 недели, то к моменту обнаружения порыва на трубопроводе (особенно в зимний период) область загрязнения распространится по руслу р.Васюган. В этом случае порыв на трубопроводе НСК «к.20-УПСВ-8» перейдет из разряда «некатегорийный отказ» в разряд экологической катастрофы.

4.2 Расчет убытков при разгерметизации трубопровода

В соответствии с требованиями Постановления Правительства РФ от 21.08.2000 г. № 613 «О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов» План разрабатывается с учетом максимальных объемов разлившихся нефти, которые определены для объектов месторождений [5]:

при порыве нефтепровода - 25 % максимального объема прокачки в течение 6 часов и объем между запорными задвижками на порванном участке нефтепровода,

при проколе нефтепровода - 2 % максимального объема прокачки в течение 14 дней.

При порыве нефтепровода - 25% максимального объема прокачки в течение 6 часов и объема нефти между запорными задвижками на порванном участке нефтепровода, объем утечки нефти определяется по формуле:

(4.3)

где:

- объем утечки нефти при «порыве» нефтепровода, м3;

- объем нефти между запорными задвижками на порванном участке нефтепровода, м3.

(4.4)

где:

- производительность, т/час;

- суммарное время, затраченное на обнаружение утечки, час (6 часов).

- плотность нефти, т/м3.

= 0,25 х 10,96 х 6 / 0,841 = 19,55м3

Объем нефти между запорными задвижками нефтепровода:

(4.5)

где:З - объем нефти между запорными задвижками на поврежденном участке нефтепровода, м3;- расстояние между задвижками, м;- радиус нефтепровода, м.

= (3,14 х 0,0695²) х 872 = 13,23м3

В итоге получим объем утечки при «порыве» нефтепровода:

= 19,55 + 13,23 = 32,8м3

Масса нефти (m, тонн), которая может разлиться при разгерметизации нефтепровода, рассчитывается по формуле:

=V∙ρ (4.6)

где:-максимальный объем нефти (м3);

ρ - плотность нефти (т/м3).=V∙ρ = 32,8 х 0,841 = 27,57т

Площадь загрязнения при разливе нефти на болоте.

Площадь разлива нефти в результате разгерметизации трубопровода (порыв/прокол) зависит от местности прохождения трубопровода (суходол, водные преграды, болото). Рассматриваемые участки промысловых трубопроводов проходят по суходолу, болоту, водные преграды.

Площадь первичного загрязнения и глубина проникновения водогазонефтяной эмульсии в почву, существенно зависит от структуры и свойств грунта. В общем случае для определения площади загрязнения возможно использование приближенной оценки согласно эмпирической формуле.

(4.7)

где:- площадь загрязнения, м2;- объем вылившейся нефти, м3;

Т.к. распространение пятна разлива зависит от типа подстилающей поверхности, то необходимо учитывать степень загрязнения земель, степень загрязнения земель зависит от нефтеемкости грунта, соответственно формула примет вид:

(4.8)

где:

Кн - нефтеемкость грунта (принимается в зависимости от типа грунта) (Таблица 2).

Таблица 2. Нефтеёмкость грунтов

Грунт	Влажность, %
	0	20	40	60	80
Гравий (диаметр частиц 2..20 мм)	0,30	0,24	0,18	0,12	0,06
Пески (диаметр частиц 0,05..2 мм)	0,30	0,24	0,18	0,12	0,06
Супесь, суглинок (средний и тяжелый)	0,35	0,28	0,21	0,14	0,07
Суглинок легкий	0,47	0,38	0,28	0,18	0,10
Глинистый грунт	0,20	0,16	0,12	0,08	0,04
Торфяной грунт	0,50	0,40	0,30	0,20	0,10

= 53,3 х ((1-0,1) х 32,8)0,89 = 1 084м2

Приближенная оценка площади загрязненной водной поверхности водоемов производится по формуле:

(4.9)

где:- площадь разлива, м2;- объем вылившейся нефти, м3.

В итоге получим максимальную площадь загрязнения:

= 32,8 / 0,003 = 10 933м2 = 1,09га

Расчет ожидаемых объемов утечки нефти при «проколе» нефтепровода:

При проколе нефтепровода - 2% максимального объема прокачки в течение 14 дней.

При образовании в нефтепроводе дефекта соответствующего «проколу» расчет ожидаемого объема утечки проводится по следующей формуле:

(4.10)

где:

Vпрокол - объем возможного разлива нефти при проколе трубопровода, м3;

Qсут- максимальный суточный объем прокачки, т/сутки;

- максимальное время, затраченное на обнаружение утечки, сутки (14 суток);

- плотность нефти, т/м3.

В итоге получим объем утечки при «проколе» нефтепровода:

= 0,02 х 263 х 14 / 0,841 = 87,56м3

Максимальная масса нефти (m, тонн), которая может разлиться при разгерметизации нефтепровода, рассчитывается по формуле:

=V∙ρ,

где-максимальный объем нефти (м3);

ρ - плотность нефти (т/м3).=V∙ρ = 87,56 х 0,841 = 73,64т

Площадь загрязнения при разливе нефти на болоте.

= 53,3 х ((1-0,1) х 87,56)0,89 = 2 598м2

Площадь загрязнения при разливе нефти на водную преграду (река, ручей).

= 87,56 / 0,003 = 29 186м2 = 2,9га

Исчисление размера вреда в случаях загрязнения водных объектов аварийными поступлениями органических и неорганических веществ, детергентов, пестицидов и нефтепродуктов производится в соответствии с методикой исчисления размера вреда, причиненного водным объектам вследствие нарушения водного законодательства
(утв. приказом МПР РФ от 30 марта 2007 г. N 71) по формуле:

У = Квг х Кдл х Кв х Кин х Нi (4.11)

где:

У - размер вреда, млн. руб.;

Квг - коэффициент, учитывающий природно-климатические условия в зависимости от времени года (Таблица 3);

Кдл - коэффициент, учитывающий длительность негативного воздействия вредных (загрязняющих) веществ на водный объект при непринятии мер по его ликвидации (Таблица 4);

Кв - коэффициент, учитывающий экологические факторы (состояние водных объектов) (Таблица 5);

Кин - коэффициент индексации, учитывающий инфляционную составляющую экономического развития;i - такса для исчисления размера вреда от сброса i-го вредного (загрязняющего) вещества в водные объекты (Таблица 6).

Талица 3. Коэффициент, учитывающий время года причинения вреда

№ п/п	Месяцы	Коэффициент	Декабрь, январь, февраль	1,15
2	Март, апрель, май	1,25
3	Июнь, июль, август	1,10
4	Сентябрь, октябрь, ноябрь	1,15

* При половодьях и паводках принимается коэффициент 1,05.

Таблица 4. Коэффициент, учитывающий длительность воздействия вредных веществ

Время непринятия мер по ликвидации загрязнения, час

Коэффициент

До 6 включительно 1,1

Более 6 до 12 включительно 1,2

"- 13 до 18 -"- 1,3

"- 19 до 24 -"- 1,4

"- 25 до 30 -"- 1,5

"- 31 до 36 -"- 1,6

"- 37 до 48 -"- 1,7

"- 49 до 60 -"- 1,8

"- 61 до 72 -"- 1,9

"- 73 до 84 -"- 2,0

"- 85 до 96 -"- 2,1

"- 97 до 108 -"- 2,2

"- 109 до 120 -"- 2,3

"- 121 до 132 -"- 2,4

"- 133 до 144 -"- 2,5

"- 145 до 156 -"- 2,6

"- 157 до 168 -"- 2,7

"- 169 до 180 -"- 2,8

"- 181 до 192 -"- 2,9

"- 193 до 204 -"- 3,0

"- 205 до 216 -"- 3,1

"- 217 до 228 -"- 3,2

"- 229 до 240 -"- 3,3

"- 241 до 250 -"- 3,5

"- 251 до 300 -"- 3,6

"- 301 до 400 -"- 3,7

"- 401 до 500 -"- 4,0

Более 500 5,0

_____________________________

* Время непринятия мер по ликвидации загрязнения водного объекта рассчитывается как разница между временем начала ликвидации загрязнения и временем окончания сброса вредных (загрязняющих веществ).

Таблица 5. Коэффициенты, учитывающие экологические факторы

п/п

Наименование водных объектов (бассейны рек, озер и морей)

Коэффициент

1. Нева 1,51

. Неман 1,21

. Реки бассейнов Ладожского и Онежского озер и 2,10

озера Ильмень и указанные озера

. Прочие реки бассейна Балтийского моря 1,18

. Северная Двина 1,36

. Прочие реки бассейна Белого моря 1,16

. Печора 1,37

. Прочие реки бассейна Баренцева моря 1,22

. Волга 1,41

. Терек 1,55

. Урал 1,60

. Сулак, Самур 1,45

. Прочие реки Каспийского моря 1,39

. Дон 1,29

. Кубань 2,20

. Прочие реки Азовского моря 1,64

. Днепр 1,33

. Прочие реки Черного моря 1,95

. Обь 1,22

. Енисей 1,36

. Прочие реки Карского моря 1,23

. Лена 1,27

. Прочие реки моря Лаптевых 1,18

. Бассейн озера Байкал и озеро Байкал 2,80

. Реки бассейна Восточно-Сибирского моря 1,15

. Реки бассейнов Чукотского и Берингова морей 1,12

. Амур 1,27

. Прочие реки Охотского и Японского морей 1,32

. Прочие реки Тихого океана 1,20

. Озера 1,80

31. Другие водные объекты **

______________________________

* - Для водных объектов, не включенных в настоящий перечень, применяется коэффициент, учитывающий экологические факторы (состояние водных объектов), установленный для водного объекта, к которому относится конкретный водный объект.

** - Коэффициент, учитывающий экологические факторы (состояние водных объектов), установленный для водного объекта, увеличивается в случаях причинения вреда относящимся к его бассейну:

водным объектам, содержащим природные лечебные ресурсы, и особо охраняемым водным объектам, родникам - в 1,5 раза;

болотам, ручьям, прудам - в 1,3 раза;

каналам магистральным и межхозяйственным - в 1,2 раза;

ледникам и снежникам - в 1,4 раза.

Таблица 6. Таксы для исчисления размера вреда от загрязнения водных объектов

Мн, т	Нн, млн.руб.	Мн, т	Нн, млн.руб.	Мн, т	Нн, млн.руб.
0,1-0,2	0,5-0,6	10-16	7-11	400-550	258-349
0,25-0,4	0,7-1,0	20-30	14-22	600-750	381-464
0,5-0,9	1,2-1,4	35-40	25-28	800-1100	500-574
1-2	1,9-2,3	50-75	34-52	1300-1800	672-840
2,5-4	2,7-3,7	90-130	62-84	2000-3000	896-1344
5-9	4,4-6,1	160-350	104-229	3500-5000	1624-2016

У = Квг х Кдл х Кв х Кин х Нi = 1,15х1,1х1,22х1,3х20 = 40 125 800 руб.

4.3 Расчет затрат на ликвидацию аварии и ее последствий

Расчет возможных затрат на ликвидацию аварии и ее последствий при порыве:

Должность	Разряд	Кол-во часов	Стоимость 1 час.	Зарплата руб.	Отчисл. соц. страх	Сумма руб.
мастер	9	3300	242,69	800 877	134 867,69	935 744,69
слесарь	4	1970	155,74	306 807,8	51 579,01	358 386,81
слесарь	5	1970	183,70	361 889	60 838,99	422 727,99
ИТОГО						1 716 859,49

Транспортные расходы:

Транспорт	Количество часов	Стоимость 1 час.	Сумма руб.
УАЗ-39099	700	292,67	204 869
УРАЛ-4320-1912 (АКН-10)	470	666,57	313 287,9
ДТ-30П	240	2 169,28	520 627,2
ТАТРА-815 ЕВРО	220	368,40	81 048
УРАЛ-5557 (АНРВ-14 c Г/М)	110	614,04	67 544,4
Нефтесборщик "LAMOR"	640	203,25	130 080
Моторная лодка (мотор "Yamaha HWCS")	22	55,90	1 229,8
Мотопомпа "Robin" PTD405	160	64,64	10 342,4
Бензопила "STIHL" MS180	55	16,45	904,75
ИТОГО			1 329 933,45

Затраты на рекультивацию:

м2	Стоимость рекультивации руб./м2	Сумма руб.	м3	Стоимость откачки руб./м3	Сумма руб.	Итого
15033	56,61	851 018,13	45,1	1 620,72	73 094,47	924 112,6

В итоге мы получим возможные затраты на ликвидацию аварии и ее последствий в сумме: 3 970 906 рублей

Расчет возможных затрат на ликвидацию аварии и ее последствий при проколе:

Должность	Разряд	Количество часов	Стоимость 1 час.	Зарплата руб.	Отчисл. соц. страх	Сумма руб.
мастер	9	9900	242,69	2 402 631,0	404 603,06	2 807 234,06
слесарь	4	5900	155,74	918 866,0	154 737,03	1 073 603,03
слесарь	5	5900	183,70	1 083 830,0	182 516,97	1 266 346,97
ИТОГО						5 147 184,06

Транспортные расходы:

Транспорт	Количество часов	Стоимость 1 час.	Сумма руб.
УАЗ-39099	2100	292,67	614 607,00
УРАЛ-4320-1912 (АКН-10)	1400	666,57	933 198,00
ДТ-30П	720	2 169,28	1 561 881,60
ТАТРА-815 ЕВРО	660	368,40	243 144,00
УРАЛ-5557 (АНРВ-14 c Г/М)	330	614,04	202 633,20
Нефтесборщик "LAMOR"	1900	203,25	386 175,00
Моторная лодка (мотор "Yamaha HWCS")	22	55,90	1 229,80
Мотопомпа "Robin" PTD405	480	64,64	31 027,20
Бензопила "STIHL" MS180	160	16,45	2 632,00
ИТОГО			3 976 527,8

Затраты на рекультивацию:

м2	Стоимость рекультивации руб/м2	Сумма руб.	м3	Стоимость откачки руб/м3	Сумма руб.	Итого
49440	56,61	2 798 962,26	148,32	1 620,72	240 385,37	3 039 347,63

В итоге мы получим возможные затраты на ликвидацию аварии и ее последствий в сумме: 12 975 434 рублей

Штрафы за несоблюдение экологических требований при планировании, технико-экономическом обосновании проектов, проектировании, размещении, строительстве, реконструкции, вводе в эксплуатацию, эксплуатации предприятий, сооружений или иных объектов от разлива нефтепродуктов или высокоминерализованной воды образовавшихся в результате порыва трубопровода предусмотренные в Главе 8 Кодекса Российской Федерации «Об административных правонарушениях» составляют: 40 000 ÷ 100 000 рублей

Существует так же статья «Нарушение требований к охране водных объектов, которое может повлечь их загрязнение, засорение и (или) истощение» за которую предусмотрены более низкие штрафы (от 30 000 до 40 000 рублей), но в данном случае предусмотрена остановка деятельности объекта на срок до 90 суток, что повлечет за собой еще большие убытки для Компании.

Так же необходимо взять в расчет затраты Компании на замену дефектного участка трубопровода.

Минимальная длина заменяемого участка составит 40м (ширина русла р.Осиновая при минимальном уровне воды - 20м).

№ п/п	Наименование	Диаметр, толщина стенки	Единица измерения	Кол-во	Общая стоимость, руб.
1	Труба стальная бесшовная с заводской изоляцией	159х10	м	40	113 760
2	Строительно-монтажные работы		м	40	27 665
ИТОГО:					141 425

Максимальная длина заменяемого участка составит 330м (ширина пойменной зоны р.Осиновая в паводковый период - 300м).

№ п/п	Наименование	Диаметр, толщина стенки	Единица измерения	Кол-во	Общая стоимость, руб.
1	Труба стальная бесшовная с заводской изоляцией	159х10	м	330	938 520
2		м	330	228 030
ИТОГО:					1 116 550

В итоге мы получим затраты Компании на замену дефектного участка трубопровода: от 141 425 до 1 116 550 рублей (средняя стоимость 700 000 рублей)

Принимая в расчет суточный дебит к.20 и время остановки, необходимое для замены дефектного участка вычислим потери в добыче нефти.

Дебит к.20 - Qж=232м3 / Qн=143т, время остановки - 6 часов.

Потери в добыче составят - 35,75т.

При средней цене на нефть 65 долларов за баррель (0,1360 т) и курсе доллара 52 руб. потери Компании от остановки нефтяных скважин составят 888 493 руб.

В результате проведенных расчетов мы получим соотношение затрат на обустройство водного перехода трубопровода защитным кожухом к возможным затратам на ликвидацию отказа и его последствий и выплату штрафов за экологический ущерб:

Затраты на модернизацию трубопровода: 11 616 880 рублей

Затраты на ЛПА, замену дефектного участка и экологические штрафы примерно составят: 54 689 727 рублей.

5. Социальная ответственность

Производство строительно-монтажных работ на нефтепроводах (НСК и ННП) всегда связано с рядом опасных факторов, которые угрожают безопасному проведению работ, а также экологической безопасности окружающей среды.

При производстве строительно-монтажных работ работает система, которая состоит из трех составляющих - «человек-машина-среда» (далее Ч-М-С).

Элемент системы «человек» - это лица не моложе 18 лет, имеющие специальное профессионально-техническое образование, прошедшие медицинское освидетельствование и производственное обучение, а также инструктажи и проверку (аттестацию) знаний правил охраны труда и промышленной безопасности. Эти лица должны иметь навыки оказания доврачебной медицинской помощи. А так же ознакомлены с внутренним распорядком, характерными опасностями и их признакам, правилам предотвращения их возможных проявлений.

При производстве строительно-монтажных работ нефтепроводов на переходах через водные преграды в систему «человек» будут входить три вида работников, обладающие разной квалификацией.

Инженер. Непосредственный руководитель производства работ после выдачи ему наряда-допуска руководителем организации. Он обязан перед началом работ ознакомить работников с мероприятиями по безопасности производства работ и оформить инструктаж с записью в наряде-допуске. Осуществляет контроль производства работ на всех этапах ее проведения.

Мастер. Ответственный за выполнение таких видов работ как газоопасные работы, выполнение любых работ в замкнутых и труднодоступных пространствах, осуществление строительно-монтажных работ.

Рабочие. Своевременно проходят инструктажи, проводят работы в соответствии с инструкциями по ОТ, нормативными эксплуатационными документами. Виды наиболее опасных типов работ выполняемых бригадой рабочих под контролем ИТР: разработка траншеи до нижней образующей трубопровода, подъем и протаскивание трубопровода, сварочные работы, погрузо-разгрузочные работы, противокоррозионная изоляция, огневые, сварочные работы, укладка трубопровода с подбивкой грунта под ним, присыпка трубопровода и окончательная засыпка траншеи.

Элемент системы «машина» - «М». В производстве любых строительно-монтажных работ на объектах трубопроводного транспорта не обходится без применения машин. Потребность в их использовании определяется на основании физических объемов работ, производительности машин и механизмов, а так же их технических характеристик.

Предметы труда, на которые направлены эти воздействия: трубы, электроды, запорная арматура, изоляционные материалы, стропы.

Элемент системы «среда» - «С». Место проведения работ Томская область и ХМАО. Участок промыслового нефтепровода к.20-УПСВ-8 (нефтесборный коллектор) IV категории, d159x10, давление рабочее 2,5МПА согласно РД 39-132-94 [1]. Работы производятся в зимний период.

При производстве строительно-монтажных работ оказываются вредные воздействия на атмосферный воздух, выбросы загрязнений в почву.

.1 Профессиональная социальная безопасность

Анализ опасных и вредных факторов предполагает выделение тех, которые непосредственно присутствуют при проведении строительно-монтажных работ нефтепровода. Для структуризации опасных и вредных факторов составим таблицу, при помощи которой появится целостное представление об выделенных факторах на рабочем месте.

Основные элементы формирующие опасные и вредные производственные факторы приведены в Таблице 7.

Таблица 7 - Основные элементы производственного процесса, формирующие опасные и вредные факторы при выполнении строительно-монтажных работ на промысловом нефтепроводе

Наименование видов работ	Ф а к т о р ы (ГОСТ 12.0.003-74 ССБТ с измен. 1999 г.)		Нормативные документы
	Вредные	Опасные
Земляные работы Сварочные работы Грузоподъемные операции Установка защитного кожуха методом «труба в трубе»	1.Отклонение показателей климата на открытом воздухе; 2.Превышение уровней шума и вибрации; 3.Утечка токсичных и вредных веществ в атмосферу; 4.Тяжесть и напряженность физического труда.	1.Электрический ток; 2.Взрывопожароопасность 3.Электрическая дуга и металлические искры при сварке 4.Движущиеся машины и механизмы производственного оборудования (в т.ч. грузоподъемные)	ГОСТ 12.0.003-74 ГОСТ 12.1.003-83 ГОСТ 12.1.004-91 ГОСТ 12.1.005-88 ГОСТ 12.1.010-76 ГОСТ 12.1.011-78 ГОСТ 12.4.011-89 ГОСТ 12.1.019-79 РД 39-132-94 СП 34-116-97

5.1.1 Анализ вредных производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению

Превышение уровней шума и вибрации

При строительстве нефтепроводов используются машины и оборудование: экскаваторы, бульдозеры, шлейфмашинки, трубоукладчики и т.д. Их сопровождается огромным количеством звуков, которые, при долгосрочном воздействии на человека, могут принести вред слуху и дискомфорт. Следствием продолжительного воздействия шума на человека являются развитие такие заболевания как шумовая болезнь, снижение слуховой чувствительности, изменение функций пищеварения, сердечно-сосудистая недостаточность. При повышенном уровне вибрации у человека наблюдается повышение утомляемости, увеличение времени зрительной реакции, нарушение опорно-двигательного аппарата.

Допустимый уровень звука при работе на производстве зависят от тяжести труда. Максимальный уровень шума при работе с инструментом в быту не должен превышать 80 дБА согласно ГОСТ 12.1.003-83 [10].

Для снижения воздействия шума на человека работники оснащаются специальными средствами защиты ̶ наушниками или вкладышами. Все инструменты, которыми производятся работы, проходят тестирование на уровень шума, и допускаются к работе с виброзащитой или глушителем.

Утечка токсичных и вредных веществ в атмосферу

Источниками утечки токсичных и вредных веществ в атмосферу могут являться нефть, небольшое содержание газа, растворитель, герметик и композитный состав.

Растворитель и нефть содержат углеводороды, пары которых очень опасны для здоровья, следует избегать соприкосновения с кожей. Смола, входящая в композитный состав и герметик, а также пары растворителя и нефти токсичны и вызывают раздражение слизистых оболочек, а также кожи лица и рук, кашель, головокружение, а в некоторых случаях аллергическую реакцию и образование ожогов на коже.

Предельно - допустимая концентрация паров нефти и газов в рабочей зоне не должна превышать по санитарным нормам 300 мг/м³, при проведении газоопасных работ, при условии защиты органов дыхания, не должно превышать предельно - допустимую взрывобезопасную концентрацию (ПДВК), для паров нефти 2100 мг/ м³. Для измерения концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны чаще всего используют газоанализатор «КОЛИОН-1».

При работе с композитным составом, герметиком, растворителем и нефтью необходимо пользоваться индивидуальными средствами защиты: специальный костюм по ТУ 17 - 08 - 114 - 80; резиновые перчатки по ГОСТ 20010 - 74; сапогами по ГОСТ 12.4.137 - 84; респиратор РПГ - 67А по ГОСТ 12.4.004.

Согласно ГОСТ 12.1.005, нефть и нефтепродукты опасны для человека из-за их состава, в котором большое количество сернистых соединений: сероводород, оксид серы, азот. Воздействие на человека всего перечисленного более подробно представлено в таблице 8.

Таблица 8 ̶ Физиологическое воздействие на организм человека некоторых газов, содержащихся в нефти

Газ	Содержание		Длительность и характер воздействия
	объем, %	мг/л
Оксид углерода	0,1	12,5	Через 1 час головная боль, тошнота, недомогание
	0,5	6,25	Через 20-30 мин смертельное отравление
	1	12,5	Через 1-2 мин ̶ сильное смертельное отравление
Оксиды азота	0,006	0,29	Кратковременное воздействие раздражение горла
	0,01	0,48	Продолжительное воздействие опасно для жизни
	0,025	1,2	Смертельное отравление
Сероводород	0,01-0,015	0,15-0,23	Через 1 мин сильное или смертельное отравление
	0,02	0,031	Через 5-8 мин ̶ сильное раздражение глаз, носа, горла
	0,1-0,34	1,54-4,62	Быстрое смертельное отравление

Тяжесть и напряженность физического труда.

В связи с большой протяженностью и удаленностью нефтепровода от населенных пунктов, работникам длительное время приходится проводить в командировках, что сопровождается тяжелым и напряженным физическим трудом.

Тяжелый и напряженный физический труд может повлиять на общее самочувствие рабочего и привести к развитию различных заболеваний.

У людей, занятых тяжелым и напряженным физическим трудом, должен быть 8-ми часовой рабочий день с обеденным перерывом (13⁰⁰ - 14⁰⁰) и периодическими кратковременными перерывами, комфортные условия проживания, а также должна быть увеличена заработная плата и продолжительность отпуска.

При соблюдении этих правил, риск возникновения недомоганий из-за тяжести труда минимален.

.1.2 Анализ опасных производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению

Опасные производственные факторы ̶ это факторы, которые могут привести к различным травмам работника.

Движущиеся машины и механизмы

В полевых условиях при строительстве трубопровода возможность получения механических травм очень высока. Повреждения могут быть разной тяжести вплоть до летального исхода, так как работа ведется с объектами большого веса. Для предотвращения повреждений необходимо соблюдать технику безопасности.

Мероприятия по обеспечению охраны труда, техники безопасности при проведении подготовительных и основных работ.

Организационные и технические меры по обеспечению безопасности, осуществляемые при подготовке объекта к проведению работ, применяемые средства коллективной и индивидуальной защиты, режим проведения работ, а также по оборудованию мест отдыха, приема пищи и санитарно - гигиенических норм.

До начала работ:

. оформить наряды - допуска на проведение газоопасных, огневых работ и работ повышенной опасности. Земляные работы, перевозка и транспортировка техники в охранной зоне, сварочно-монтажные работы.

. провести внеочередной инструктаж всем членам бригады по безопасным методам и приёмам ведения газоопасных, огневых работ и работ повышенной опасности, а также по правилам поведения во взрыво- и пожароопасной обстановке и других опасных условиях и обстоятельствах с росписью в Журнале инструктажей на рабочем месте и наряде-допуске. Ознакомить всех руководителей, специалистов, механизаторов и бригадиров с данным Планом производства работ до начала работ, выборочно опросить персонал по усвоению требований безопасности отраженных в разделе;

. до начала работ установить наличие и обозначить знаками расположение всех коммуникаций в радиусе проведения работ;

. после доставки и расстановки всё электрооборудование, жилые вагоны, электрические аппараты следует заземлить;

. проверить взрывозащиту и изоляцию применяемого оборудования.

На весь период работ:

1. в зоне производства работ организовать места для приема пищи, отдыха и санитарно - гигиенические зоны. Жилой городок расположить на расстоянии не менее 100 м от места производства работ;

2. при сильном притоке грунтовых вод стенки котлована должны крепиться металлическими или деревянными шпунтами, а при их отсутствии - деревянными сваями;

. всю гусеничную технику, используемую при производстве работ, оборудовать устройствами, предохраняющими от бокового скольжения;

. проверить наличие спецодежды, спец обуви и СИЗ у исполнителей по видам работ (костюм х/б, костюм сварщика, противогаз шланговый, страховочный пояс, страховочная веревка, защитная каска и т.д.)

Поражение электрическим током

Опасность поражения электрическим током существует при сварочных работах.

Значение напряжения в электрической цепи должно удовлетворять ГОСТу 12.1.038-82.

Таблица 9. Напряжения прикосновения и токи, протекающие через тело человека при нормальном режиме электроустановки

Род тока	U, В	I, мА
	не более
Переменный, 50 Гц	2,0	0,3
Переменный, 400 Гц	3,0	0,4
Постоянный	8,0	1,0

Таблица 10. Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов при аварийном режиме бытовых электроустановок напряжением до 1000 В и частотой 50 Гц

Продолжительность воздействия t, с	Нормируемая величина		Продолжительность воздействия t, с	Нормируемая величина
	U, B	I, мА		U, B	I, мА
От 0,01 до 0,08	220	220	0,6	40	40
0,1	200	200	0,7	35	35
0,2	100	100	0,8	30	30
0,3	70	70	0,9	27	27
0,4	55	55	1,0	25	25
0,5	50	50	Св. 1,0	12	2

Поражение человека электрическим током или электрической дугой может произойти в следующих случаях :

· при прикосновении человеком, неизолированного от земли, к нетоковедущим металлическим частям электроустановок, оказавшимся под напряжением из-за замыкания на корпусе;

· при однофазном (однополюсном) прикосновении неизолированного от земли человека к неизолированным токоведущим частям электроустановок, находящихся под напряжением.

Защита от электрического тока делится на два типа:

. коллективная,

. индивидуальная.

С целью предупреждения рабочих об опасности поражения электрическим током широко используются плакаты и знаки безопасности.

Электрический ток оказывает следующие воздействия на человека:

· поражение электрическим током;

· пребывание в шоковом состоянии;

· ожоги;

· нервное и эмоциональное расстройство;

· смертельный исход.

Мероприятия по созданию безопасных условий :

· инструктаж персонала;

· аттестация оборудования;

· соблюдение правил безопасности и требований при работе с электротехникой.

Электрическая дуга и металлические искры при сварке

Для ручной электродуговой сварки существует несколько опасных факторов воздействий на сварщика: поражение электрическим током при прикосновении человека к токовыводящим частям электрической цепи; поражение лучами электрической дуги глаз и открытой поверхности кожи; ожоги от капель брызг металла и шлака при сварке; взрыва в результате проведения сварки вблизи легковоспламеняющихся и взрывоопасных веществ; травмы различного рода механического характера при подготовке трубопровода к сварке и в процессе сварки.

Техника безопасности при проведении сварочных работ ручной электродуговой сваркой.

Для предотвращения попадания брызг расплавленного металла и излучения сварочной дуги, сварщик должен носить положенную спецодежду и спецобувь, а глаза и лицо закрывать специальной маской или щитком со светофильтром. Электросварщику следует работать на резиновом коврике, пользоваться диэлектрическими перчатками. Рабочие места должны быть снабжены индивидуальными аптечками и индивидуальными средствами пожаротушения. Для тушения электрооборудования должны быть применены углекислотные огнетушители.

Защита органов зрения и дыхания

Защита органов зрения осуществляется с помощью различных предохранительных очков.

Защита органов дыхания обеспечивается применением различного рода респираторов и противогазов.

Респираторы служат для защиты легких человека от воздействия взвешенной в воздухе пыли, противогазы - для защиты от газов и вредных паров.

В зависимости от содержания кислорода в воздухе применяются следующие противогазы:

· Фильтрующие - при содержании кислорода в воздухе свыше 19 %. Обслуживающий персонал установки обеспечивается противогазами с марками коробок БКФ, возможно применение коробок марки «А».

· Шланговые - применяются при содержании кислорода в воздухе менее 20 % при наличии в воздухе больших концентраций вредных газов (свыше 0,5 % об.). Применение шланговых противогазов обязательно при проведении работ внутри аппаратов, резервуаров и другой аналогичной закрытой аппаратуры.

5.1.3 Пожарная и взрывная безопасность

Огневые работы на НСК и ННП должны проводиться по проекту производства работ согласно мероприятиям по безопасному производству огневых работ и по наряду - допуску.

В наряде - допуске должен быть предусмотрен весь объем работ в течение указанного в нем срока.

В мероприятиях по безопасному производству огневых работ и в наряде - допуске должны быть отражены основные меры безопасности, состав бригады, а также должны быть их подписи о прохождении инструктажа по пожарной безопасности, и подписи сменного персонала ЦТОРТиЛПА (оператора пульта, трубопроводчика линейного, слесаря-ремонтника) об ознакомлении с мероприятиями, указанными в наряде - допуске.

В наряде - допуске руководителем ЦТОРТиЛПА назначается лицо, ответственное за подготовку к огневым работам, и лицо, ответственное за проведение огневых работ.

Наряд - допуск согласовывается с руководством пожарной охраны и утверждается главным инженером управления эксплуатации трубопроводов.

Огневые работы на нефтепроводах должны проводиться в светлое (дневное) время суток (за исключением аварийных случаев).

Проведение работ, не указанных в наряде - допуске, или изменение места их проведения не допускается.

В случае необходимости в изменении вида и места работ оформляется новый наряд - допуск.

На время выполнения огневых работ должен быть установлен пожарный пост из работников пожарной охраны объекта или членов ДПД с распределением обязанностей и действий при возникновении угрозы аварии или пожара со следующими средствами пожаротушения:

· пожарной автоцистерной, заполненной 5-6%-ым раствором пенообразователя, установленной на водоисточнике (гидранте, водоеме);

· войлочным или асбестовым полотном размером 2,0х1,5 м;

· огнетушителями пенными (ОВП - 10 или ОХВП - 10) или углекислотными ОУ;

· лопатами, ломами, топорами;

К проведению огневых работ допускаются лица (электросварщики, газорезчики) прошедшие специальную подготовку и имеющие квалификационное удостоверение и талон по технике пожарной безопасности. Электросварщики должны иметь квалификационную группу по электробезопасности не ниже III [11].

Применяемые при проведении работ сварочное оборудование, переносной электроинструмент, освещение, средства индивидуальной защиты должны соответствовать требованиям.

Перед началом электросварочных работ необходимо проверить исправность изоляции сварочных кабелей и электродержателей, а также плотность соединений всех контактов. Расстояние от сварочных кабелей до баллонов с кислородом должно быть не менее 0,5 м, до баллонов с горючими газами - не менее 1 м.

Кабели, подключенные к сварочным аппаратам, распределительным щитам и другому оборудованию, а также в местах сварочных работ, должны быть надежно изолированы от действия высокой температуры, химических воздействий и механических повреждений.

Использование самодельных электродержателей и электродержателей с нарушенной изоляцией запрещается.

Соединять сварочные кабели следует при помощи опрессовывания, сварки, пайки и специальных зажимов.

Подключение сварочных кабелей к электродержателю, свариваемому изделию и сварочному аппарату должно выполняться при помощи медных кабельных наконечников, скрепленных болтами с шайбой.

Электросварочная установка на время работы должна быть заземлена. Помимо заземления основного электросварочного оборудования в сварочных установках следует непосредственно заземлять тот зажим, к которому присоединяется проводник, идущий к свариваемому изделию (обратный проводник).

Над передвижными и переносными электросварочными установками, используемыми на открытом воздухе, должны быть сооружены навесы из негорючих материалов для защиты от атмосферных осадков.

На корпусе электросварочного аппарата должен быть указан инвентарный номер, дата следующего измерения сопротивления изоляции и принадлежность к подразделению.

Запрещается проведение сварочных работ во время снега, дождя, при скорости ветра свыше 10 м/с без навеса над местом производства работ, а также во время грозы. При оставлении рабочего места сварщик должен отключить сварочный аппарат.

При смене электродов в процессе сварки их остатки (огарки) следует складывать в специальный металлический ящик, установленный на месте сварочных работ.

При транспортировании газовых баллонов на их горловины должны быть навернуты предохранительные колпаки, кроме того, на баллонах с горючими газами на боковом штуцере должны быть установлены заглушки. Совместная транспортировка кислородных баллонов с горючими газами не допускается. Запрещается нахождение людей в кузове автомашины при транспортировании баллонов.

Баллоны должны подвергаться техническому освидетельствованию. На горловине баллона должна быть выбита дата следующего освидетельствования. Использование баллонов с истекшим сроком освидетельствования не допускается.

Расстояние от баллонов до источников открытого огня должно быть не менее 5 м, и не менее 1 м от источников тепла. Баллоны должны быть защищены от прямых солнечных лучей и от других источников тепла. Запрещается подогревать баллоны для повышения давления.

Рукава для газовой резки, редукторы, газовые горелки должны подвергаться периодическим испытаниям. Рукава перед началом работы необходимо осматривать на наличие трещин и надрезов. Общая длина рукавов для газовой резки должна быть не более 30 м, рукав должен состоять не более чем из трех отдельных кусков, соединенных между собой специальными двусторонними ниппелями, закрепленных хомутами.

Закрепление газоподводящих шлангов на присоединительных ниппелях аппаратуры, горелок и резаков должно быть надежным и выполнено с помощью хомутов.

Шланги для газовой резки и сварки должны быть предохранены от попадания искр, воздействия высоких температур, ударов и других повреждений. При укладке не допускаются их перекручивание, сплющивание и перегибание.

При проведении электросварочных, газорезки и газосварочных работ запрещается:

· приступать к работе при неисправной аппаратуре;

· хранить в сварочных кабинах одежду, ЛВЖ, ГЖ и другие горючие материалы;

· допускать к самостоятельной работе учеников, а также работников, не имеющих квалификационного удостоверения;

· допускать соприкосновение электрических проводов с баллонами со сжатыми сжиженными и растворимыми газами;

· отогревать замерзшие трубопроводы, вентили, редукторы и другие детали газосварочного оборудования открытым огнем;

· производить продувку рукавов для горючих газов кислородом и кислородного шланга - горючими газами, а также взаимозаменять рукава во время работы;

· пользоваться рукавами со следами масел, жиров, а также присоединять к шлангам тройники, вилки для питания нескольких горелок;

· пользоваться одеждой и рукавицами со следами масел, жиров и других нефтепродуктов;

· работать от одного водяного затвора двум сварщикам [11].

При перерывах в работе, а также в конце рабочей смены сварочный аппарат должен быть остановлен или отключен от электросети, рукава должны быть отсоединены от баллонов, ацетиленовых генераторов и освобождены от горючих газов и жидкостей, аппаратура и оборудование должны быть убраны на специально отведенное место.

По окончании огневых работ место их проведения должно быть тщательно проверено и убрано от огарков, окалины и других горючих материалов и веществ.

Персонал, выполняющий огневые работы, должен быть выведен с места работ, а наряд - допуск закрыт. Ответственный за проведение огневых работ обязан обеспечить наблюдение в течение 3 часов после завершения огневых работ за местом, где проводились огневые работы.

5.2 Экологическая безопасность

В настоящее время большинство объектов нефтегазового профиля эксплуатируются более 20 - 25 лет и являются загрязнителями окружающей среды.

Окружающей природной средой является вся совокупность природных элементов и их компонентов в зоне полосы работ по производству строительно-монтажных работ. Целью охраны окружающей среды является исключение или максимальное ограничение вредных воздействий, рациональное использование природных ресурсов, их воспроизводство.

При попадании нефти в водоемы, необходимо ликвидировать ее дальнейшее распространение с помощью боновых заграждений и удалить нефтесборщиками. Собранную нефть размещают в специальных сборных резервуарах для последующей утилизации, исключающей вторичное загрязнение производственных объектов и объектов окружающей среды. Тонкие слои нефти, оставшиеся на поверхности воды после сбора нефтесборщиками, нефть, оставшаяся в лагунах, рукавах, заливах, убирается сорбентами. Остаточные нефтяные загрязнения, нефть, оставшаяся на плесах, берегах, между растительностью, смываются водой, собираются на поверхности воды между берегом и боновыми заграждениями, затем убирается с помощью сорбентов, которые наносятся на водную поверхность и после пропитывания остаточной нефтью собираются и вывозятся на специальные полигоны, где утилизируются или сжигаются.

Воздействие на земельные угодья - механическое разрушение поверхности, нарушение рельефа местности и загрязнение поверхности отходами.

Источниками воздействия являются:

· земляные работы;

· установка временных отвалов грунта;

· устройство переездов и проездов;

· передвижение строительной техники;

· устройство бытовых помещений;

· загрязнение территории отходами производства.

Для снижения воздействия на поверхность земель в период строительно-монтажных работ проектом предусмотрены следующие мероприятия:

· рекультивация нарушенных земель;

· проезд строительной техники разрешается только в пределах краткосрочной аренды земель, а также по временным подъездам, постоянным проездам и переездам;

· для сохранения направления естественного поверхностного стока воды предусмотрена планировка полосы отвода после окончания работ;

· для исключения разлива ГСМ заправка техники осуществляется на ближайших к участкам работ АЗС;

· для исключения загрязнения территории отходами производства предусмотрена своевременная уборка мусора и отходов;

· запрещается использовать неисправные, пожароопасные транспортные и строительно-монтажные средства;

· строительные материалы должны иметь сертификат качества;

· запрещено размещение отвалов грунта за границами полосы отвода.

.3 Безопасность в чрезвычайных ситуациях

Чрезвычайные ситуации при трубопроводном транспорте могут возникнуть по различным причинам, например:

· паводковые наводнения;

· лесные пожары;

· террористические акты;

· по причинам техногенного характера (аварии) и др.

Аварии могут привести к чрезвычайным ситуациям.

Возможными причинами аварий могут быть:

· ошибочные действия персонала при производстве работ;

· отказ приборов контроля и сигнализации;

· отказ электрооборудования и исчезновение электроэнергии;

· производство работ без соблюдения необходимых организационно-технических мероприятий;

· старение оборудования (моральный или физический износ);

· коррозия оборудования;

· гидравлический удар;

· факторы внешнего воздействия (ураганы, удары молнией и др.).

Одними из примеров чрезвычайных ситуаций могут быть пожары или взрывы при проведении работ в газоопасных местах при строительстве подводного перехода. Данные пожары и взрывы относятся к чрезвычайным ситуациям техногенного характера.

При взрыве паро- и газовоздушной смеси выделяют зону детонационной волны с радиусом (R₁), где происходит полное разрушение, и зону ударной волны, в которой происходят те или иные разрушения.

Радиус зоны детонационной волны определяется по формуле:

(5.1)

где - количество газа, пара в тоннах.

Радиус зоны смертельного поражения людей определяется по формуле:

(5.2)

где 1 - зона детонационной волны; 2 - зона ударной волны; R₁ - радиус зоны детонационной волны (м); R_спл - радиус зоны смертельного поражения людей; R_бу - радиус безопасного удаления; R_ПДВК - радиус предельно допустимой взрывобезопасной концентрации; r₂ и r₃ - расстояния от центра взрыва до элемента предприятия в зоне ударной волны.

Рис. 7 Зона воздействия при взрыве паровоздушной смеси

С целью предотвращения чрезвычайных ситуаций, связанных с возникновением взрывов или пожаров необходимо применить следующие меры безопасности:

· перед началом работ в ремонтном котловане переносным газоанализатором проверяется уровень загазованности воздушной среды, при этом содержание паров нефти и газов не должно превышать предельно - допустимой концентрации по санитарным нормам;

· работа разрешается только после устранения опасных условий, в процессе работы следует периодически контролировать загазованность, а в случае необходимости обеспечить принудительную вентиляцию;

· для обеспечения пожаро- и взрывобезопасности работники должен быть оснащен спецодеждой, спецобувью и другие средства индивидуальной защиты (очки, перчатки, каски и т.д.), которые предусмотрены типовыми и отраслевыми нормами.

5.4 Законодательное регулирование проектных решений

Регулирование проектных решений в законодательном аспекте, зачастую относится к человеку и охране окружающей среды.

Защита окружающей среды при монтаже подводного перехода нефтепровода чаще всего связана в обеспечении производства работ без значительных разливов нефти, а также в рекультивационных операциях возможных мест попадания нефтепродуктов в почву и водные объекты.

Законом об охране окружающей среды регулируются следующие положения. Эксплуатирующая организация при возникновении разливов нефти и нефтепродуктов обязана:

) обеспечить в порядке, установленном Правительством Российской Федерации, оповещение федеральных органов исполнительной власти, определяемых соответственно Президентом Российской Федерации, Правительством Российской Федерации, а также органов государственной власти субъектов Российской Федерации и органов местного самоуправления на территориях, которые примыкают к участку разлива нефти и нефтепродуктов, о факте разлива нефти и нефтепродуктов;

) обеспечить организацию и проведение работ по локализации и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов в соответствии с планом предупреждения и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов;

) принимать меры по защите жизни и сохранению здоровья работников эксплуатирующей организации и иных людей, находящихся непосредственно в районе разлива нефти и нефтепродуктов, а также при необходимости проводить их эвакуацию;

) принимать меры по защите и сохранению водных биоресурсов;

) обратиться в порядке, установленном Правительством Российской Федерации, в федеральные органы исполнительной власти, определяемые соответственно Президентом Российской Федерации, Правительством Российской Федерации, для привлечения дополнительных сил и средств в целях осуществления мероприятий по ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов в случае, если разлив нефти и нефтепродуктов произошел в объеме, не позволяющем обеспечить его устранение на основе плана предупреждения и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов;

) возместить в полном объеме вред, причиненный окружающей среде, в том числе водным биоресурсам, жизни, здоровью и имуществу граждан, имуществу юридических лиц в результате разливов нефти и нефтепродуктов, а также расходы на привлечение дополнительных сил и средств для осуществления мероприятий по ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов.

6. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение

.1 Потребители результатов исследования

Продукт (результат НИР) - Разработка нового, более эффективного метода обустройства участков трубопроводов на пересечениях с водными преградами для предотвращения аварийных разливов нефти и нефтепродуктов на примере системы нефтесбора ОАО «Томскнефть» ВНК с экономическим обоснованием.

Целевой рынок - сегменты рынка, на котором будет продаваться в будущем разработка. Для данного проекта целевым рынком являются нефтегазодобывающие предприятия.

6.2 SWOT-анализ

- Strengths (сильные стороны), Weaknesses (слабые стороны), Opportunities (возможности) и Threats (угрозы) - представляет собой комплексный анализ научно-исследовательского проекта. SWOT-анализ применяют для исследования внешней и внутренней среды проекта.

Таблица 11 - Матрица SWOT

	Сильные стороны проекта: С1. Экологическая целесообразность технологии С2. Более эффективен по сравнению с другими технологиями С3. Наличие бюджетного финансирования С4. Квалифицированный персонал	Слабые стороны проекта: Сл1. Отсутствие прототипа научной разработки Сл2. Нет некоторых данных для достоверности методики
Возможности: В1. Использование инновационной инфраструктуры ТПУ В2. Появление спроса на реализованный проект	1.Разработка нового, более эффективного метода обустройства участков трубопроводов на пересечениях с водными объектами 2.Продолжение научных исследований с целью внедрения и усовершенствования технологии	1.Разработка научного исследования 2.Приобретение необходимого программного продукта
Угрозы: У1. Введение дополнительных технических требований заказчика к модели У2. Введение дополнительных государственных требований к сертификации продукции	1.Продвижение новой технологии с целью появления спроса 2.Сертификация продукции	1.Разработка научного исследования 2.Приобретение необходимого программного продукта 3.Продвижение новой технологии с целью появления спроса 4.Сертификация продукции

.3 Оценка готовности проекта к коммерциализации

На какой бы стадии жизненного цикла не находилась научная разработка полезно оценить степень ее готовности к коммерциализации и выяснить уровень собственных знаний для ее проведения (или завершения). Для этого необходимо заполнить специальную форму, содержащую показатели о степени проработанности проекта с позиции коммерциализации и компетенциям разработчика научного проекта. Результаты анализа степени готовности приведены в таблице 12.

Таблица 12 - Оценка степени готовности научного проекта к коммерциализации

№ п/п	Наименование	Степень проработанности научного проекта	Уровень имеющихся знаний у разработчика
1	Определен имеющийся научно-технический задел	4	3
2	Определены перспективные направления коммерциализации научно-технического задела	4	3
3	Определены отрасли и технологии (товары, услуги) для предложения на рынке	5	4
4	Определена товарная форма научно-технического задела для представления на рынок	4	3
5	Определены авторы и осуществлена охрана их прав	3	3
6	Проведена оценка стоимости интеллектуальной собственности	2	4
7	2	2
8	Разработан бизнес-план коммерциализации научной разработки	3	4
9	Определены пути продвижения научной разработки на рынок	3	3
10	Разработана стратегия (форма) реализации научной разработки	3	3
11	Проработаны вопросы международного сотрудничества и выхода на зарубежный рынок	1	2
12	Проработаны вопросы использования услуг инфраструктуры поддержки, получения льгот	2	2
13	Проработаны вопросы финансирования коммерциализации научной разработки	2	3
14	Имеется команда для коммерциализации научной разработки	2	3
15	Проработан механизм реализации научного проекта	2	4
	ИТОГО БАЛЛОВ	42	46

Оценка готовности научного проекта к коммерциализации (или уровень имеющихся знаний у разработчика) определяется по формуле:

(6.1)

где Б_сум - суммарное количество баллов по каждому направлению; Б_i - балл по i-му показателю.

Значение Б_сум позволяет говорить о мере готовности научной разработки и ее разработчика к коммерциализации [18]. Значение степени проработанности научного проекта составило 42, что говорит о средней перспективности, а знания разработчика достаточны для успешной ее коммерциализации. Значение уровня имеющихся знаний у разработчика составило 46 - перспективность выше среднего.

По результатам оценки можно сказать, что в первую очередь необходимо проработать вопросы использования услуг инфраструктуры поддержки, получения льгот. Следующими задачами будет проработка вопросов финансирования коммерциализации научной разработки и поиск команды для коммерциализации научной разработки. Что касается вопросов международного сотрудничества и выхода на зарубежный рынок: такие задачи на данный момент не ставятся.

.4 Организационная структура проекта

На данном этапе работы необходимо решить следующие вопросы: кто будет входить в рабочую группу данного проекта, определить роль каждого участника в данном проекте, а также прописать функции, выполняемые каждым из участников и их трудозатраты в проекте. Информация об организационной структуре представлена в таблице 13.

Таблица 13 - Рабочая группа проекта

№ п/п	ФИО, основное место работы, должность	Роль в проекте (функции)	Трудозатраты, дни
1	Шадрина Анастасия Викторовна, НИ ТПУ, Доцент кафедры ТХНГ, руководитель проекта	Координирует деятельность участников проекта	70
2	Тюлькин Линар Халилович, НИ ТПУ, кафедра ТХНГ, Магистр	Выполняет отдельные работы по проекту	100
ИТОГО:			170

6.4.1 План проекта

В рамках планирования научного проекта необходимо построить календарный и сетевые графики проекта. Линейный график представлен в виде таблицы 14.

Таблица 14 - Календарный план проекта

Код работы	Название	Длительность, дни	Дата начала работ	Дата окончания работ	Состав участников (ФИО ответственных исполнителей)
1	Введение	5	03.02.2015	07.02.15	Тюлькин Л.Х. Шадрина А.В.
2	Постановка задачи и целей исследования, актуальность, научная новизна	10	08.02.2015	17.02.15	Тюлькин Л.Х. Шадрина А.В.
3	Литературный обзор	15	18.02.2015	05.03.15	Тюлькин Л.Х.
4	Экспериментальная часть	35	06.03.2015	10.04.15	Тюлькин Л.Х. Шадрина А.В.
5	Результаты и обсуждения	20	11.04.2015	1.05.15	Тюлькин Л.Х. Шадрина А.В.
6	Оформление пояснительной записки	15	02.05.2015	16.05.15	Тюлькин Л.Х.
Итого:		100

Для иллюстрации календарного плана проекта приведена диаграмма Ганта, на которой работы по теме представляются протяженными во времени отрезками, характеризующимися датами начала и окончания выполнения данных работ. Для удобства отображения каждый месяц разделен на декады (таблица 15).

Таблица 15 - Календарный план-график проведения НИОКР по теме

Вид работ	Исполнители	Т_к, р. дн. 3	Продолжительность выполнения работ
			февраль			март			апрель			май
			11	22	33	11	22	33	11	22	33	11	22	23
Введение	Магистр Руководитель	15
Постановка задачи и целей исследования, актуальность, научная новизна	Магистр Руководитель	210
Литературный обзор	Магистр	215
Экспериментальная часть	Магистр Ведущий технолог Руководитель	335
Результаты и обсуждения	Магистр	320
Оформление пояснительной записки	Магистр	115

6.4.2 Бюджет научного исследования

При планировании бюджета научного исследования должно быть обеспечено полное и достоверное отражение всех видов планируемых расходов, необходимых для его выполнения. Многие из материалов уже находились в лаборатории, поэтому в статьях отражены малые расходы. Расчет стоимости материальных затрат производится по действующим прейскурантам или договорным ценам [19].

Таблица 16 - Сырье, материалы, комплектующие изделия и покупные полуфабрикаты

№п/п	Наименование затрат	Единица измерений	Расход	Цена за единицу с учетом НДС, руб	Сумма, руб
1	Компенсатор сильфонный осевой КСУ 150-25-100	шт	1	10500	10500
2	Опорно-направляющие кольца "Спейсер" тип Б	шт	1	4000	4000
3	Ингибитор коррозии	мл	1000	350	350
Всего за материалы:					14850

Таблица 17 - Расчет затрат по статье «Спецоборудование для научных работ»

Наименование оборудования	Кол-во единиц оборудования	Цена единицы оборудования, руб.	Общая стоимость оборудования, руб.
Ноутбук Samsung	1	32000	2133 (амортизация 4 месяцев)
Пакет программного обеспечения среды ALPHA для расчёта температурного удлинения металлических изделий	1	15000	15000
Толщиномер ультразвуковой	1	26500	440 (амортизация 1 месяц)
		ИТОГО:	17573

Все необходимое оборудование было предоставлено на практике, поэтому стоимость оборудования, используемого при выполнении магистерской диссертации, должна учитываться в виде амортизационных отчислений. При расчете был использован линейный способ начисления амортизационных отчислений.

Следующей статьей расходов является плата за электроэнергию. Для этого сначала определяется количество потребляемой энергии для всего оборудования.

Таблица 18 - Количество потребляемой электроэнергии оборудованием

Наименование оборудования	Кол-во единиц оборудования	Потребляемая мощность, кВт/ч	Количество часов работы в сутки	Количество потребляемой энергии за сутки, кВт
Ноутбук	1	0,09	8	0,72

Затем необходимо определить стоимость электроэнергии за рабочий период (при стоимости 2,8 руб. за кВт/час).

Таблица 19 - Расчет стоимости электроэнергии с февраля по май

Месяц	Количество дней	Количество рабочих дней	Количество потребляемой энергии за месяц, кВт	Стоимость электроэнергии за месяц, руб (при 2,8 руб. за кВт/час)
Февраль	28	20	14,4	40,32
Март	31	22	15,84	44,35
Апрель	30	22	15,84	44,35
Май	15	8	5,76	16,12
			ИТОГО:	145,14

Основная заработная плата (З_осн) находится по формуле:

(6.2)

где З_осн- основная заработная плата одного работника;

Т_р- продолжительность работ, выполняемых научно-техническим работником, месяцев;

З_м- месячный оклад работника, руб.

Таблица 20 - Баланс рабочего времени за 2015 год

Показатели рабочего времени	Руководитель	Магистр	Технолог
Календарное число дней	365	365	365
Количество нерабочих дней - выходные дни - праздничные дни	118	118	118
Потери рабочего времени - отпуск - невыходы по болезни	24	24	24
Действительный годовой фонд рабочего времени	223	223	223

Таблица 21 - Расчет затрат на перевозку персонала

Направление	Количество человек	Количество средств за поездку, руб
Туда	1	7000
Обратно	1	7000
		ИТОГО: 14000

(6.3)

где З_б - базовый оклад, руб.; k_р - районный коэффициент, равный 1,7 (для п. Пионерный).

Основная заработная плата руководителя (от НИ ТПУ) рассчитывается на основании отраслевой оплаты труда. Отраслевая система оплаты труда в НИ ТПУ предполагает следующий состав заработной платы:

) оклад - определяется предприятием. В НИ ТПУ оклады распределены в соответствии с занимаемыми должностями. Базовый оклад З_б определяется исходя из размеров окладов, определенных штатным расписанием предприятия.

) стимулирующие выплаты - устанавливаются руководителем подразделений за эффективный труд, выполнение дополнительных обязанностей и т.д.

) иные выплаты; районный коэффициент.

Найдем основную заработную плату за период с февраля по май 2015 года для руководителя:

руб.

162 015,28 руб.

Расчет основной заработной платы приведен в таблице 22.

Таблица 22 - Расчёт основной заработной платы с февраля по май

Исполнители	З_б, руб.	k_р	З_м, руб	З_осн,руб.
Руководитель	31156,79	1,3	40503,82	162 015,28
Магистр	15110,1	1,7	25687,17	102748,68
Ведущий технолог	33128,72	1,7	56318,82	225275,29
Итого: 490039,25

Отчисления на социальные нужды включают в себя отчисления во внебюджетные фонды.

(6.4)

где k_внеб - коэффициент отчислений на уплату во внебюджетные фонды (пенсионный фонд, фонд обязательного медицинского страхования и пр.), равный 30,5% [25].

Таблица 23 - Отчисления на социальные нужды

	Руководитель	Магистр	Ведущий технолог
Зарплата	162 015,28	102748,68	225275,29
Отчисления на соц. нужды	49 414,66	31338,35	68708,96
Итого: 149461,97

В процессе расчета бюджета научного исследования, планируемые затраты следует сгруппировать по статьям, представленным в таблице 24.

Таблица 24 - Группировка затрат по статьям

Сырье, материалы, комплектующие изделия и покупные полуфабрикаты	14850
Специальное оборудование для научных (экспериментальных) работ	17573
Стоимость электроэнергии	145,14
Дорожные расходы	14000
Основная заработная плата	490039,25
Отчисления на социальные нужды	149461,97
Итого плановая себестоимость	686069,36

.4.3 Риски проекта

Из нескольких базовых вариантов организационных структур, использующихся в практике, нами была выбрана проектная, которую можно изобразить следующим образом:

Рис. 8 - Организационная структура проекта

На пути реализации проекта могут возникнуть разного рода риски, представляющие опасность того, что поставленные цели проекта могут быть не достигнуты полностью или частично. Полностью избежать риска практически невозможно, но снизить их угрозу можно, уменьшая действие неблагоприятных факторов. Возможные риски представлены в таблице 25.

Таблица 25 - Реестр рисков

№	Риск	Вероятность наступления (1-5)	Влияние риска (1-5)	Уровень риска
Технические риски
1	Требования	1	4	средний	Отслеживание изменений требований к материалам, с помощью которых проводится исследование. Постоянный поиск путей оптимизации производства.
2	Технология	1	4	средний
3	Использование ненадежных источников	2	4	средний
4	Качество	1	4	средний
Внешние риски
5	Качество предоставляемых расходных материалов	2	4	низкий	Изучение конъюнктуры рынка. Страхование имущества. Изучение изменений в российском законодательстве. Определение мер поощрений и наказаний по отношению к рабочим.
6	Предписания контролирующих органов	3	3	средний
7	Рынок	3	4	средний
8	Непредвиденные обстоятельства	1	4	средний
9	Изменения российского законодательства	4	3	высокий
10	Небрежность и недобросовестность сотрудников	3	3	низкий
Организационные риски
11	Организации, от которых зависит проект	2	3	низкий	Строгий контроль за работой всех вспомогательных служб. Поиск альтернативных поставщиков и инвесторов. Возможность проведения исследования на новых научных платформах
12	Ресурсы	1	5	средний
13	Финансирование	4	5	высокий
14	Расстановка приоритетов	3	3	низкий
Риски управления проектом
15	Оценка	2	4	средний	Ответственный подход к разработке и управлению проектом. Повышение квалификации лиц, ответственных за управление проектом.
16	Планирование	2	3	низкий
17	Контроль	3	4	средний
18	Коммуникации	1	3	средний

6.5 Оценка сравнительной эффективности исследования

Эффективность научного ресурсосберегающего проекта включает в себя социальную эффективность, экономическую и бюджетную эффективность. Показатели общественной эффективности учитывают социально-экономические последствия осуществления инвестиционного проекта как для общества в целом, в том числе непосредственные результаты и затраты проекта, так и затраты и результаты в смежных секторах экономики, экологические, социальные и иные внеэкономические эффекты [25].

Чтобы определить эффективность исследования, необходимо рассчитать интегральный показатель эффективности научного исследования. Для этого определяют две средневзвешенные величины: финансовую эффективность и ресурсоэффективность.

Интегральный показатель финансовой эффективности научного исследования получают в ходе оценки бюджета затрат трех (или более) вариантов исполнения научного исследования. Для этого наибольший интегральный показатель реализации технической задачи принимается за базу расчета (как знаменатель), с которым соотносится финансовые значения по всем вариантам исполнения.

Рассмотрим на примере аналога защитного кожуха с закачкой азота в межтрубное пространство.

Интегральный финансовый показатель разработки определяется как:

(6.5)

где - интегральный финансовый показатель разработки;

Ф_р_i - стоимость i-го варианта исполнения;

Ф_max - максимальная стоимость исполнения научно-исследовательского проекта (в т.ч. аналогов).

Таблица 26 - Группировка затрат по статьям аналогов разработки.

	Разработка	Аналог
Сырье, материалы, комплектующие изделия и покупные полуфабрикаты	14850	34820
Специальное оборудование для научных (экспериментальных) работ	17573	25328
Стоимость электроэнергии	145,14	145,14
Дорожные расходы	14000	14 000
Основная заработная плата	490039,25	490039,25
Отчисления на социальные нужды	149461,97	149461,97
Итого плановая себестоимость	686069,36	713794,36

Круговая диаграмма на рисунке отражает все основные затраты на проведение научно технического исследования.

Рисунок 9 - Круговая диаграмма материальных затрат на проведение НТР

Наиболее затратная часть, как видно из диаграммы, это затраты на заработную плату участников проекта.

Найдем значения интегрального финансового показателя для всех вариантов исполнения научного исследования:

Для нашей разработки:

Для аналога:

Полученная величина интегрального финансового показателя разработки отражает соответствующее численное удешевление стоимости разработки, то есть наша разработка обладает наименьшей стоимостью по сравнению с аналогами.

Интегральный показатель ресурсоэффективности вариантов исполнения объекта исследования определяют следующим образом:

, (6.6)

где - интегральный показатель ресурсоэффективности вариантов; - весовой коэффициент i-го параметра; , - бальная оценка i-го параметра для аналога и разработки, устанавливается экспертным путем по выбранной шкале оценивания; n - число параметров сравнения.

Результат расчетов представлены таблице 27:

Таблица 27 - Сравнительная оценка характеристик вариантов исполнения проекта

Критерии	Весовой коэффициент параметра	Текущий проект	Аналог
1. Способствует росту производительности труда пользователя	0,35	5	5
2. Удобство в эксплуатации (соответствует требованиям потребителей)	0,15	4	4
3. Помехоустойчивость	0,15	5	5
4. Энергосбережение	0,2	4	4
5. Надежность	0,07	5	5
6. Материалоемкость	0,08	4	4
ИТОГО	1	4,5	4,5

Интегральный показатель эффективности разработки () и аналога () определяется на основании интегрального показателя ресурсоэффективности и интегрального финансового показателя по формуле:

, , (6.7)

Для нашей разработки:

Для первого аналога:

Сравнение интегрального показателя эффективности текущего проекта и аналогов позволит определить сравнительную эффективность проекта. Сравнительная эффективность проекта:

, (6.8)

где - сравнительная эффективность проекта; - интегральный показатель разработки; - интегральный технико-экономический показатель аналога.

Таблица 28 - Сравнительная эффективность разработки с первым аналогом.

№ п/п	Показатели	Аналог	Разработка
1	Интегральный финансовый показатель разработки	1	0,96
2	Интегральный показатель ресурсоэффективности разработки	4,5	4,5
3	Интегральный показатель эффективности	4,5	5,46
4	Сравнительная эффективность вариантов исполнения	0,96	1,04

Сравнение значений интегральных показателей эффективности позволило определить, что существующий вариант решения поставленной в магистерской диссертации технической задачи с позиции финансовой и ресурсной эффективности является наиболее приемлемым.

Заключение

В ходе написания магистерской диссертации я рассмотрел и проанализировал различную информацию для решения следующих задач:

. Приведена характеристика трубопроводной системы транспортировки нефти ОАО «Томскнефть» ВНК, и выявлены основные факторы производства, влияющие на повышение риска аварийности: большой объём трубопроводов имеет наработку около 10 лет, ежегодный прирост протяженности действующих трубопроводов и ежегодный рост объёмов добычи, рост обводненности перекачиваемой жидкости и высокий коррозионный состав добываемой нефти.

. Проведен анализ аварий на объектах ОАО «Томскнефть» ВНК и анализ используемых методов по предотвращению. За последние пять лет количество аварий снизилось лишь благодаря вовремя проведённым профилактическим работам. Но такое снижение количества аварий является лишь следствием своевременно проведенных мероприятий по предупреждению отказов на трубопроводах: капитальный ремонт, реконструкция, замена аварийных участков трубопроводов, запуск и приём очистных устройств, использование ингибитора коррозии. Саму проблему эти действия не устраняют. Поэтому необходимы поиски новых методов и их внедрение.

Предложен и рассмотрен новый, более эффективный метод обустройства подводных переходов и дано экономическое обоснование его применения. Общая стоимость дополнительных материалов согласно расчета составляет 4 351 494руб. Стоимость строительно-монтажных работ, составляет 7 265 386руб. Итого затраты на модернизацию трубопровода 11 616 880руб. Сметная стоимость НСК «к.20-УПСВ-8» 46 050 000 руб.3. Проведено сравнение с возможными затратами при применяемом методе: экологический ущерб составляет 40 125 800руб. Затраты на ликвидацию аварии составляют 12 975 434руб. Замена дефектного участка трубопровода 700 000 руб. Потери в добыче нефти 888 493 руб. Итого потери от ликвидации аварии и ее последствий: 54 689 727 руб, что в 4,7 раз больше, чем затраты на модернизацию, исключающую аварийный розлив.

В результате произведенных расчетов мы делаем вывод о том, что затраты на обустройство водного перехода по предложенной схеме увеличат стоимость строительства трубопровода на 25%, в то время как затраты на ликвидацию аварии, ее последствий и восстановление окружающей среды составляют 54 689 727 руб, что является экономически невыгодно и неэффективно.

Реализация предложенного комплекса мероприятий по совершенствованию системы трубопроводного транспорта в ОАО «Томскнефть» ВНК положительно скажется на росте объёмов добыче нефти, кроме того улучшит условия труда работников данной компании. В связи с чем, предложенную систему мер можно считать эффективной и экономически выгодной.

Таким образом, достигнута главная цель работы - определен новый и более эффективный метод обустройства участков трубопроводов на пересечениях с водными преградами и в пойменных зонах водных объектов для предотвращения аварийных разливов нефтепродуктов на примере системы нефтесбора ОАО «Томскнефть» ВНК и дано его экономическое обоснование.

Область применения: результаты исследования могут быть применены в ОАО «Томскнефть» ВНК для совершенствования трубопроводной системы транспортировки нефти.

В будущем возможно практическое внедрение предложенных путей совершенствования системы трубопроводов в ОАО «Томскнефть» ВНК.

Список использованных источников

1. РД 39-132-94 «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов»;

. РД 03-293-99 «Положение о порядке технического расследования причин аварий на опасных производственных объектах»;

. СП 34-116-97 «Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов»;

. ВСН 005-88 «Строительство промысловых стальных трубопроводов»

. «Методика исчисления размера вреда, причиненного водным объектам вследствие нарушения водного законодательства» утвержденная Приказом Минприроды РФ №87 13.04.2009г.;

. Программа расчета температурного удлинения металлических изделий «ALPHA»;

. Программа расчета массы трубопроводов «Pipecalculator»;

. Пособие для Молодых Специалистов: «Особенности эксплуатации месторождений в ОАО «Томскнефть» ВНК», Учебный центр ОАО «Томскнефть» ВНК, г. Стрежевой 2013г.;

. ГОСТ 12.0.003-74 «Опасные и вредные производственные факторы. Классификация»;

. ГОСТ12.1.003-83 «Шум. Общие требования безопасности»;

. ГОСТ 12.1.004-91 «Пожарная безопасность»;

. ГОСТ 12.1.005-88 «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны»;

. ГОСТ 12.1.010-76 «Взрывобезопасность. Общие требования»;

. ГОСТ 12.1.011-78 «Смеси взрывоопасные. Классификация и методы испытаний»;

. ГОСТ 12.4.011-89 «Средства защиты работающих. Общие требования и классификация»;

. ГОСТ 12.1.019-79 «Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты»;

. TERRAECOLOGY, Каталог 2011, Продукция и решения для ликвидации разливов в промышленности;

. Кузьмина Е.А, Кузьмин А.М. Методы поиска новых идей и решений "Методы менеджмента качества" №1 2003 г.;

. Руководство к своду знаний по управлению проектами (Руководство PMBOK), 4-е издание, 2008 г.;

20. Электронный ресурс <#"897536.files/image057.gif">

Приложение 2

Смета на строительство защитного кожуха


N п/п	Наименование работ и затрат	Количество	Общая стоимость
		Единица измерения
1	2	3	4
Трубопровод Ду.325х7,5мм с заводской наружной изоляцией
1	Ручная электродуговая сварка на трассе одиночных труб Ду.300мм с заводской наружной изоляцией электродами с основным покрытием,толщиной стенки: 7,5мм на суходоле	0,66	118916,05
		км
2	Ручная электродуговая сварка на трассе одиночных труб Ду.300мм с заводской наружной изоляцией электродами с основным покрытием,толщиной стенки: 7,5мм на болоте	0,2	44004,92
		км
3	Труба стальная Ду.325х7,2мм ТУ14-158-115-99 из стали 20А с заводской наружной изоляцией	0,86	2816690
		км
4	Укладка трубопровода Ду.325х7,5мм с заводской наружной изоляцией в траншею	0,86	17554,03
		км
5	Изоляция термоусаживающимися манжетами вручную стыков изолированных труб Ду.159мм на суходоле	73	156528,11
		шт
6	Изоляция термоусаживающимися манжетами вручную стыков изолированных труб Ду.159мм на болоте	22	48391,75
		шт

7	Протаскивание в защитный кожух рабочей плети длиной 860м при диаметре трубопровода: Ду.150мм (исключены ресурсы: кольца центрирующие; манжеты предохраняющие)	0,86	2429680
		км
8	Установка колец центрирующих Ду.159мм (удалены все материалы)	291	57909
		шт
9	Кольца центрирующие (опорные) "Спейсер" на трубопровод Ду.150мм	291	1422518
		шт
10	Монтаж электроизолирующей вставки для трубопровода Ду.325мм	2	1320
		шт
11	Электроизолирующая вставка для трубопровода Ду.300мм	2	13750
		шт
12	Контроль сварных стыков труб Ду.325х7,5мм радиографированием на суходоле	73	63590,3
		стык
13	Контроль сварных стыков труб Ду.325х7,5мм радиографированием на болоте	22	22097,82
		стык
14	Механическая очистка полости трубопровода Ду.300мм в процессе сварки	0,86	2122,52
		км
15	Пневматическое испытание (воздухом) трубопроводов: Ду 300 мм	6,792	50313,55
		км
	Итого прямые затраты	РУБ.	7265390,05

Приложение 3

Failure Causes and Oil Spill Responseare many causes and contributors to pipeline failures. According to the analysis of the pipeline accidents and their causes, conducted by department of Transportation’s Research and Special Programs Administration, it has been stated that the main reason for pipeline accidents is so-called “outside force”. combined data for 2008-2011 indicate that “outside force” damage contributes to a larger number of pipeline accidents and incidents than any other category of causes. When hazardous liquid pipeline data is considered separately, corrosion contributes to a higher number of accidents than other categories. force damage can include the effects of: earth movement, lightning, heavy rains and flood, temperature, high winds, excavation by the operator, excavation by a third party, fire or explosion external to the pipeline, being struck by vehicles not related to excavation, rupture of previously damaged pipe, and vandalism. The range of excavation damage runs from damage to the external coating of the pipe, which can lead to accelerated corrosion and the potential for future failure, to cutting directly into the line and causing leaks or, in some cases, catastrophic failure. oil spill is a release of a liquid petroleum hydrocarbon into the environment due to human activity, and is a form of pollution. The term often refers to marine oil spills, where oil is released into the ocean or coastal waters. Oil spills include releases of crude oil from tankers, offshore platforms, drilling rigs and wells, as well as spills of refined petroleum products (such as gasoline, diesel) and their by-products, and heavier fuels used by large ships such as bunker fuel, or the spill of any oily white substance refuse or waste oil. Spills may take months or even years to clean up. also enters the marine environment from natural oil seeps. Public attention and regulation has tended to focus most sharply on oil pipelines.

1. Oil Spill Consequences

oil penetrates into the structure of animals, reducing its insulating ability, thus making the birds more vulnerable to temperature fluctuations and much less buoyant in the water. It also impairs or disables animals and birds abilities to escape from dangerous. animals affected by an oil spill die unless there is human intervention. Marine mammals exposed to oil spills are affected in similar ways as seabirds. Oil coats the fur of Sea otters and seals, reducing its insulation abilities and leading to body temperature fluctuations and hypothermia. Ingestion of the oil causes dehydration and impaired digestions. Because oil floats on top of water, less sunlight penetrates into the water, limiting the photosynthesis of marine plants and phytoplankton. This, as well as decreasing the fauna populations, affects the food chain in the ecosystem. There are three kinds of oil-consuming bacteria. Sulfate-reducing bacteria (SRB) and acid-producing bacteria are anaerobic, while general aerobic bacteria (GAB) are aerobic. These bacteria occur naturally and will act to remove oil from an ecosystem, and their biomass will tend to replace other populations in the food chain.and recovery from an oil spill is difficult and depends upon many factors, including the type of oil spilled, the temperature of the water (affecting evaporation and biodegradation), and the types of shorelines and beaches involved.

2. Clean-up efforts after an oil spill.

for cleaning up include: : use of microorganisms or biological agents to break down or remove oil.Accelerator: Oleophilic, hydrophobic chemical, containing no bacteria, which chemically and physically bonds to both soluble and insoluble hydrocarbons. The bioremedation accelerator acts as a herding agent in water and on the surface, floating molecules to the surface of the water, including solubles such as phenols, forming gel-like agglomerations. Undetectable levels of hydrocarbons can be obtained in produced water and manageable water columns. By overspraying sheen with bioremediation accelerator, sheen is eliminated within minutes. Whether applied on land or on water, the nutrient-rich emulsion creates a bloom of local, indigenous, pre-existing, hydrocarbon-consuming bacteria. Those specific bacteria break down the hydrocarbons into water and carbon dioxide, with tests showing 98% of alkanes biodegraded in 28 days; and aromatics being biodegraded 200 times faster than in nature they also sometimes use the hydrofireboom to clean the oil up by taking it away from most of the oil and burning it.burning can effectively reduce the amount of oil in water, if done properly. But it can only be done in low wind and can cause air pollution.act as detergents, clustering around oil globules and allowing them to be carried away in the water. This improves the surface aesthetically, and mobilizes the oil. Smaller oil droplets, scattered by currents, may cause less harm and may degrade more easily. But the dispersed oil droplets infiltrate into deeper water and can lethally contaminate coral. Recent research indicates that some dispersants are toxic to corals. some cases, natural attenuation of oil may be most appropriate, due to the invasive nature of facilitated methods of remediation, particularly in ecologically sensitive areas such as wetlands.: for oils dispersed with detergents and other oils denser than water.: Requires calm watersoil skimmer is a machine that separates a liquid from particles floating on it or from another liquid. A common application is removing oil floating on water. These technologies are commonly used for oil spill remediation but are also commonly found in industry. They were used to great effect to assist in the remediation of the Exxon Valdez spill in 1989.skimmers are commonly found in three types: weir, oleophilic, and drum:skimmers function by allowing the oil floating on the surface of the water to flow over a weir. The height of the weir may be adjustable. These devices will collect water when oil is no longer present. Weir skimmers are also available in floating, self-adjusting variations. These models allow them to be effectively used even in changing water levels.skimmers function by using a rotating element such as a drum, to which the oil adheres. The oil is wiped from the surface of the drum and collected. They are very efficient and do not pick up any appreciable amounts of water even when oil is not present.skimmers are distinguished not by their operation but by the component used to collect the oil. Ropes, discs, or drums are treated with a substance or otherwise manufactured to adhere to oil.: Solidifiers are composed of dry hydrophobic polymers that both adsorb and absorb. They clean up oil spills by changing the physical state of spilled oil from liquid to a semi-solid or a rubber-like material that floats on water. Solidifiers are insoluble in water, therefore the removal of the solidified oil is easy and the oil will not leach out. Solidifiers have been proven to be relatively non-toxic to aquatic and wild life and have been proven to suppress harmful vapors commonly associated with hydrocarbons such as Benzene, Xylene, Methyl Ethyl, Acetone and Naphtha. The reaction time for solidification of oil is controlled by the surf area or size of the polymer as well as the viscosity of the oil. Some solidifier product manufactures claim the solidified oil can be disposed of in landfills, recycled as an additive in asphalt or rubber products, or burned as a low ash fuel. A solidifier called C.I. Agent (manufactured by C.I. Agent Solutions of Louisville, Kentucky) is being used by BP in granular form as well as in Marine and Sheen Booms on Dauphin Island, AL and Fort Morgan, MS to aid in the Deepwater Horizon oil spill cleanup.and centrifuge: oil can be sucked up along with the water, and then a centrifuge can be used to separate the oil from the water - allowing a tanker to be filled with near pure oil. Usually, the water is returned to the sea, making the process more efficient, but allowing small amounts of oil to go back as well. This issue has hampered the use of centrifuges due to a United States regulation limiting the amount of oil in water returned to the sea. containment boom is a "temporary floating barrier used to contain an oil spill. Booms are used to reduce the possibility of polluting shorelines and other resources, and to help make recovery easier. Booms help to concentrate oil in thicker surface layers so that skimmers, vacuums, or other collection methods can be used more effectively. They come in many shapes and sizes, with various levels of effectiveness in different types of water conditions."technique requires the area to be completely boomed off, forming a protective barrier. Conventional oil boom, tidal-seal boom, or a combination of each can be used to exclude spilled oil from a sensitive area.

3. Oil spill containment boom shown holding back oil

the first containment method to be used and the last equipment to be removed from the site of an oil spill, they are "the most commonly used and most environmentally acceptable response technique to cleanup oil spills in the world."used in oil spills can be seen as they rest on the surface of the water, but can have between 18 to 48 inches of material that hangs beneath the surface. They're effective in calm water, but as wave height increases oil or other contaminants can easily wash over the top of the boom and render them less useful.any oil spill, the use of a single conventional boom is not effective in protecting environmental resources even with the correct draft and aspect ratio. For speeds of over 1 knot (of the water and hence the oil), the boom will fail to stop the oil because of drainage under the boom. The approaching oil needs to be decelerated before it meets the boom. Drainage failure may be avoided by using a series of well-designed booms.TacticsBooming - Placing a boom in a body of contaminated water for the purpose of holding or slowing the movement of contamination.Booming - Placing a boom in a body of contaminated water for the purpose of diverting the contamination to a collection point.Booming - placing a boom in a body of water for the sole purpose of changing the course of the contamination. (Note: This method is used for contamination that is not intended to be recovered, and therefore not typically associated with oil spills).Deflection Boom tactic is for waterborn spills where there is some current, usually from 0.5 to 3.0 knots. The boom is placed at an optimum angle to the oil trajectory, using the movement of the current to carry oil along the boom and then releasing it into the current again with a new trajectory. The angle is chosen to prevent oil from entraining beneath the boom skirt. Boom may be held in place by anchors, vessels, or a boom control device.Boom may be used to temporarily avoid impacts to a sensitive area, but there is no recovery associated with the tactic, thus no oil is removed from the environment. For this reason, Diversion Boom or Free-oil Recovery is preferable to Deflection Boom whenever feasible. However, Deflection Boom may be more effective than Exclusion Boom at protecting a sensitive location, where currents over 0.75 knots exist.two alternatives for this tactic are Fixed Deflection and Live Deflection. In Fixed Deflection, boom is anchored to the shoreline or bottom. In Live Deflection, the boom is attached to vessels and held in position by the power of the vessels or one end of the boom is anchored and the other end held in position with a vessel. Live deflection is a very difficult tactic to execute. It should only be utilized where fixed deflection cannot be achieved, usually because deep water precludes anchoring.general strategy is to:

. Identify the location and trajectory of the spill or potential spill.

. Identify, prioritize, and select sensitive areas to be protected from impact.

. Select a deployment configuration that best supports the operating environment and available resources.

. Mobilize to the location and deploy the tactic.

. Place boom using secured anchor systems, mooring points, vessels, boom control devices, etc.

. Monitor and adjust the boom on an appropriate basis.Booming - placing a boom in a body of water for the purpose of blocking off a sensitive area from contamination.Boom is not recommended for fast water operating environments; consider Diversion Boom or Deflection Boom tactics instead is the advice from. However, when Diversion Boom and Deflection Boom tactics are not suitable and resource protection is still needed, say, fast high tide in a sensitive estuary for instance, then an arrangement of booms with a decelerator is needed.seal boom - typically, tidal-seal boom is deployed at the shoreline/water interface on both shores and is secured/anchored into position. Conventional oil boom is then connected to the tidal-seal boom and is secured with additional anchor systems to form a barrier and to maintain shape.technique is most efficient in low current areas. Freshwater outflow from a river or stream may assist in maintaining boom configuration and pushing oil away from the area inside the boom.general strategy is to:

1. Identify the location and trajectory of the spill or potential spill.

2. Identify, prioritize, and select sensitive areas to be protected from impact.

. Select a deployment configuration that best supports the operating environment and available resources.

. Mobilize to the location and deploy the equipment.

. Secure boom with anchor systems and/or mooring points.

. Monitor the boom on an appropriate basis.

4. Bird after an oil spillVolume Estimationobserving the thickness of the film of oil and its appearance on the surface of the water, it is possible to estimate the quantity of oil spilled. If the surface area of the spill is also known, the total volume of the oil can be calculated.spill model systems are used by industry and government to assist in planning and emergency decision making. Of critical importance for the skill of the oil spill model prediction is the adequate description of the wind and current fields. There is a worldwide oil spill modeling (WOSM) program. Tracking the scope of an oil spill may also involve verifying that hydrocarbons collected during an ongoing spill are derived from the active spill or some other source. This can involve sophisticated analytical chemistry focused on finger printing an oil source based on the complex mixture of substances present. Largely, these will be various hydrocarbons, among the most useful being polyaromatic hydrocarbons. In addition, both oxygen and nitrogen heterocyclic hydrocarbons, such as parent and alkyl homologues of carbazole, quinoline, and pyridine, are present in many crude oils. As a result, these compounds have great potential to supplement the existing suite of hydrocarbons targets to fine tune source tracking of petroleum spills. Such analysis can also be used to follow weathering and degradation of crude spills. source of hazardous waste is the sludge that results from pipeline pigging operations. Scraper and cleaning pigs deposit waste materials at pig receipt sites that must be tested; the material will likely contain hazardous levels of benzene and listed metals.must be noted that state air and water quality rules also affect pipeline operations. In some states, regulations are more restrictive than federal requirements. To help meet all these standards, industry organizations have also published guidelines and recommended procedures.

DEPLOYMENT CONSIDERATIONS AND LIMITATIONS

SAFETY

• Daily weather evaluation is recommended, and should include distance to safe harbor, transit times and exposure of vessels.

• Vessel masters should have experience in the appropriate operating environment and tactic. Local knowledge is preferred.

• Vessels, including skiffs, must have a minimum of two crew aboard.

• Vessels setting anchors and tending the boom should be able to safely transit seas which exceed the boom’s operating limitation.

• If possible, vessels in transit to/from an operation or staging area should transit in pairs.

• A communications schedule should be established and followed, between vessels in transit and the Operations Section or Radio Dispatcher.

• Extreme care should be used when taking strains on anchoring systems using the aft cleats of small vessels and skiffs.

• Extreme care should be given when selecting deadmans for the anchoring systems onshore.

• Buoy lights should be considered for night operations.

• Response personnel should wear PPE as required by the incident-specific Site Safety Plan.

• For fast water deployments, consider adding a spotter/rescue person downstream for potential recovery of a casualty, i.e. overturned boat or man overboard.

• Anchor trip lines should be made of material strong enough to handle a moderate strain during boom reconfigurations.normally used the trip line to reposition and reset the anchors.

• Calm/Protected/Fast water environments are most commonly used for this tactic.

• If the spill is in still water under calm conditions, consider Containment Booming.

• Boom control devices, such as the Boom Vane™, allow diversion booms to be set and retrieved from shore without a vessel.also allow for continuous adjustment of boom angles.

• Do not assume 100% efficiency with one boom system.

• When deployed by vessels/crews of opportunity, remember that this tactic requires more training and skill than towing a Uboom.

• Readjust angles and widths between boom sections as necessary to meet changing conditions.

• Continuous monitoring of system efficiency is required.

• Planning for a marine environment should be based on average high tidal conditions.

• A Title 41 Fish Habitat permit is required to work inside any anadromous stream. Due to the possibility of contaminating spawning habitat, avoid diverting and/or collecting oil inside a stream mouth if possible.

• See Shoreside Recovery for methods to keep oil from contaminating beaches at recovery points.

• Anchor systems must be selected based on the maximum stress that might be expected to occur on the boom array, considering stronger currents and winds than when the anchor is set.

• The scope of the anchor line should be at least 3 times the depth of the water. If the anchor fails to hold, try increasing the line scope to five times the depth of the water and/or double the length of the anchor chain. Finally, if additional anchor holding is required, anchors can be ganged or set in series.

Предотвращение аварийных разливов нефти и нефтепродуктов при порывах трубопроводов на переходах через водные преграды

Предотвращение аварийных разливов нефти и нефтепродуктов при порывах трубопроводов на переходах через водные преграды

.1 Сведения о деятельности ОАО «Томскнефть» ВНК

.2 Трубопроводная система транспортировки нефти

.2 Методы предотвращения аварийных разливов нефти

Похожие работы на - Предотвращение аварийных разливов нефти и нефтепродуктов при порывах трубопроводов на переходах через водные преграды