Общая характеристика ОАО «Томскнефть» ВНК

Министерство образования и науки РФ
ФГБОУ ВО
«Уральский государственный горный университет»

Факультет гражданской защиты

Кафедра геологии и защиты в чрезвычайных ситуациях




Направление 20.03.01 – «Техносферная безопасность»
Профиль подготовки – «Защита в чрезвычайных ситуациях»


Выпускная квалификационная работа бакалавра 



      на тему: «ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ АВАРИЙ И АВАРИЙНЫХ РАЗЛИВОВ НЕФТИ ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ (НА ПРИМЕРЕ ОАО «ТОМСКНЕФТЬ» ВНК)»



Пояснительная записка

Заведующий кафедрой:     						 Нарышкин Ю. В.
(подпись)     			     (Фамилия И. О.)	

Руководитель:      _____________               доцент                 Стороженко Л.А.
                                                    (подпись)                     (должность)                          (Фамилия И. О.)

Нормоконтролер:    							Стороженко Л. А.
						     (подпись) 			        (Фамилия И. О.)

Студент:               ___________        Давлетшина И.Р.        Группа:         ЗЧС-13
                                            (подпись)                      (Фамилия И. О.)





Екатеринбург – 2017

РЕФЕРАТ

     Выпускная квалификационная работа на тему: «Предотвращение аварий и аварийных разливов нефти через водные преграды (на примере ОАО «Томскнефть» ВНК. Автор: Давлетшина Ильмира Рустамовна.
      Пояснительная записка дипломной работы содержит 53 листов, 5 рисунков, 17 таблиц, 12 использованных источников.
      Целью ВКР является анализ причин аварийных разливов нефти через водные преграды на объекте ОАО «Томскнефть» ВНК.
      В дипломной работе представлены: характеристика объекта ОАО «Томскнефть» ВНК; анализ аварийности на трубопроводах; социальная ответственность работников и работодателей; экономические расчеты необходимые для ликвидации аварийных разливов на переходах через водные преграды, а также методы, применяемые для предотвращения аварийных разливов нефти.
      Ключевые слова: трубопровод, нефтесбор, разлив нефти, водные преграды, коррозионность, отказы поврежденного трубопровода, разгерметизация, монтаж резервной линии, расчет убытков, затраты на ликвидацию, социальная ответственность, безопасность в чрезвычайных ситуациях. 
      

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ	6
1 ФИЗИКО-ГЕОГРАФИЧЕСКИЕ И ТЕХНОГЕННЫЕ УСЛОВИЯ РАЙОНА РАБОТ	8
1.1	Общая характеристика ОАО «Томскнефть» ВНК	8
1.2	Трубопроводная система транспортировки нефти	9
2 АНАЛИЗ АВАРИЙНОСТИ НА ТРУБОПРОВОДАХ ОАО «ТОМСКНЕФТЬ» ВНК	11
2.1	Классификация аварий	11
2.2	Анализ аварий на объектах ОАО «Томскнефть» ВНК	14
3 ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ АВАРИЙНЫХ РАЗЛИВОВ НЕФТИ	16
3.1	Актуальность проблемы	16
3.2	Методы предотвращения аварийных разливов нефти	17
4 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ	20
4.1	Расчет убытков при разгерметизации трубопровода	20
4.2	Расчет затрат на ликвидацию аварии и ее последствий	27
5 СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ	32
5.1	Профессиональная социальная безопасность	33
5.1.1	Анализ вредных производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению	34
5.1.2	Анализ опасных производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению	37
5.1.3	Пожарная и взрывная безопасность	41
5.2	Экологическая безопасность	46
5.3	Безопасность в чрезвычайных ситуациях	48
5.4	Законодательное регулирование проектных решений	50
ЗАКЛЮЧЕНИЕ	52
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ	54

ОПРЕДЕЛЕНИЯ И ТЕРМИНЫ

      В настоящей дипломной работе приведены следующие термины с соответствующими определениями:
      Нефть – природная маслянистая горючая жидкость со специфическим запахом, состоящая в основном из сложной смеси углеводородов различной молекулярной массы и некоторых других химических соединений. 
      Трубопроводный транспорт – вид транспорта, осуществляющий передачу на расстояние жидких, газообразных или твёрдых продуктов по трубопроводам.
      Коррозионный износ – следствие химического и электрохимического воздействия среды на материал и проявляется в изменении состава и свойств материала, а также размера деталей.
      Нефтесборщик – специальное судно для очистки водоёмов от нефтепродуктов.
      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.
      Обводненность – это отношение добываемой воды к общему количеству добытой жидкости за период (год, месяц).
      Пластовая вода – это вода, которая находится в нефтяном пласте.

СОКРАЩЕНИЯ

      В настоящей дипломной работе приведены следующие сокращения:
      ВНК – Восточная нефтяная компания;
      АГЗУ – автоматизированные групповые замерные установки;
      ДНС – дожимные насосные станции;
      УПСВ – установка предварительного сброса воды;
      УПН – установки подготовки нефти;
      ЦТОРТ – цех технического обслуживания и ремонта трубопроводов;
      ЛПА – ликвидация последствий аварий;
      ПТ – поврежденный трубопровод;
      ЦПС – центральный пункт сбора;
      КСП – комплексный сборный пункт;
      ГЗУ – групповые замерные установки;
      АРН – аварийный разлив нефти;
      ПДВК – предельно допустимая взрывобезопасная концентрация;
      ЛВЖ – легко воспламеняющиеся жидкости;
      ГЖ – горючие жидкости.
      

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 во избежание неприятных последствий аварийных отказов, важное место принадлежит своевременному и качественному проведению профилактических мероприятий.
      Целью моей дипломной работы является – рассмотрение причин аварий трубопроводной системы на пересечениях с водными преградами и в пойменных зонах водных объектов на примере системы нефтесбора ОАО «Томскнефть» ВНК.
      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;
      •	привести экономическое расчеты необходимые для предотвращения аварийных разливов на переходах через водные преграды.


1 ФИЗИКО-ГЕОГРАФИЧЕСКИЕ И ТЕХНОГЕННЫЕ УСЛОВИЯ РАЙОНА РАБОТ

1.1	Общая характеристика 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.
      Территория деятельности ОАО «Томскнефть» ВНК составляет более 42 тысяч км2. Площадь лицензионных участков – свыше 26 тысяч км2. 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: 500 км на юго-запад – Крапивинское нефтяное месторождение, 400 км на юго-восток – Лугинецкое газо-нефтяное месторождение, 100 км на северо-восток – Вахское нефтяное месторождение. 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 также 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 [12].
      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.

1.2	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 2016 года составляла более 5100 км (рисунок 1.1). В эксплуатации, в зависимости от объема перекачиваемого продукта, находятся трубопроводы очень широкого диапазона диаметров: от 73 до 630 мм. 


Рисунок 1.1 – Протяженность трубопроводов

      Географически трубопроводы расположены на территории Томской и Тюменской областей (рисунок 1.2, Приложение А).
      
      Рисунок 1.2 – Территориальная принадлежность
      
      Несмотря на то, что Общество ежегодно тратит значительные суммы на строительство новых трубопроводов, а также 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 ? = 0,85 г/см?. Содержание солей до 1700 мг/дм?, механических примесей – до 70 мг/дм?. Большое содержание солей и механических примесей обуславливает высокую коррозионность добываемой нефти.


2 АНАЛИЗ АВАРИЙНОСТИ НА ТРУБОПРОВОДАХ ОАО «ТОМСКНЕФТЬ» ВНК

2.1	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 поврежденного трубопровода (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» [9]). 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 м3 или утечкой природного (попутного) газа в объеме 10 тысяч и более м3.
      Все остальные отказы некатегорийные расследуются в соответствии с РД 39-132-94 «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов» [10].
      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;
      •	н качества металла и  параметров труб  ГОСТ, неудовлетворительное  сварных , наличие циклических  при перекачке нефти,  металла труб,  трубопровода в  в напряженном состоянии при  и капитальном ремонте в  приведет к разгерметизации ;
      •	частые  и остановки нефтеперекачивающих , быстрые открытия и  задвижек, всевозможные  приводят к  в трубопроводах нестационарных , сопровождаемых резкими  давления, что в свою  может  к разгерметизации трубопровода; 
      •р трубопровода, в результате  воздействия;
      •	разгерметизация , в результате , наводнения, оползня и т.д.

2.2	 аварий на объектах ОАО «» ВНК

      Для выявления основных  аварий на  системы нефтесбора ОАО «» ВНК подвергнем анализу , произошедшие в период с  – начало  г. (рисунок 2.1). Для анализа мы  данные по отказам на  нефтепроводах, входящих в  «АГЗУ – ДНС () – УПН». 


Рисунок 2.1 –  аварийности

      Учитывая  обводненность продукта  по трубопроводам  нефтесбора ОАО «Томскнефть» ВНК при  объемов жидкости,  в результате отказов, на  чистой  мы получим объемы  значительно ниже 10 м?, что  для классификации отказа как «». В связи с , согласно РД 39-132-94, все , произошедшие в данный  на рассматриваемых нефтепроводах,  к разряду «» отказов [10].
      Основной  отказов (79%)  внутренняя ручейковая и  коррозия  основной трубы. В  же случаях (21%)  отказов явилась  трубопроводов по  сварным соединениям,  и регулирующей арматуре, а  коррозия фасонных  в результате  факторов.
      Проведя  аварийности на трубопроводах  нефтесбора ОАО «Томскнефть» ВНК, мы , что в период с  – начало 2016 г. количество  на нефтесборных коллекторах , но это лишь является  своевременно  мероприятий по предупреждению  на трубопроводах, таких как  ремонт, реконструкция,  аварийных  трубопроводов.
      В общем же  то, что обводненность перекачиваемой , агрессивность среды и  абразивных  примесей являются  сопутствующими факторами  нефти, проведение  по предотвращению  разливов нефти  одним из ключевых  в процессе эксплуатации  транспорта.


3  АВАРИЙНЫХ РАЗЛИВОВ 

3.1	Актуальность проблемы

      При  промышленных трубопроводов ( высокого , нефтесборные коллектора,  и магистральные трубопроводы и т.д.)  актуальная проблема в том, что при  трубопроводов  загрязнение окружающей , которое в свою  влечет за собой  экологические  и затраты на ликвидацию  аварии со стороны  предприятия. А также  урон . 
      Особое место  порывы на переходах  через реки и , а также  в пойменной зоне  объектов. Порывы  на водных объектах  опаснее  на наземной части тем, что  увеличивается площадь , время и средства на  зоны  и ликвидацию последствий , а также наносится  серьезный вред  среде.  в бассейны рек и водоемы  сотни тысяч  нефти, в результате на  образуется  пленка, препятствующая . Основная задача при  последствий аварийных  нефтепродуктов на  поверхности – ни при каких  не допустить загрязнения  полосы, так как в этом  затраты на  последствий аварии  многократно. Сложность  аварийных разливов на  поверхностях  в том, что возникает необходимость  дорогостоящего оборудования и  (моторные лодки,  заграждения,  оборудование и техника).  сложность заключается (в  случаев) в отсутствии по путей для .
      Не стоит так же забывать о том, что  вода (сеноман)  растворяется в воде (в  от нефти) и  к гибели растительного и  мира.

3.2	Методы  аварийных разливов 

      Работать над  количества отказов – , поставленная руководством  управлением эксплуатации . В ОАО «Томскнефть» ВНК : в развитие этого  компания готова  деньги. На нескольких  уже установленная  телемеханики, которая  оперативно реагировать на , предотвращать экологические  и минимизировать  нефти. Средний  бюджет мероприятий по , ингибированию, мониторингу и  трубопроводов  более 800 миллионов .
      Заметив утечку или  коррозию, работники  по текущему , ремонту трубопроводов и  последствий аварий  заявку на более  исследование  участка трубопровода в  неразрушающего контроля. , вооружившись специальным , выезжают на , определяют уровень и  разрушения металла и  заключение. Исполняя  специалистов , ЦТОРТиЛПА либо  производят замену  трубопровода, либо  другие  работы.
      Существующий  уменьшения последствий  на подводных переходах, это  параллельно  части трубопровода,  линии (рисунок 3.1). В  порыва основной , работа  переводится на резервную , что сокращает время  транспортируемого продукта в  среду без ки работы трубопровода в .
      Но данный метод не  попадания вредных  в окружающую  (требуется время на  места отказа,  аварийной бригады и  работы  на резервную линию).  методы защиты  (электрохимическая, ингибиторная)  замедляют  коррозии, но не предотвращают  на трубопроводах полностью.



 3.1 – Схема монтажа  нитки


4  РАСЧЕТЫ

4.1	Расчет  при разгерметизации трубопровода

      В ствии с требованиями  Правительства РФ от  г. № 613 «О неотложных мерах по  и ликвидации аварийных  нефти и нефтепродуктов»  разрабатывается с  максимальных объемов  нефти, которые ны для объектов месторождений [7]:
       при  нефтепровода – 25 %  объема прокачки в  6 часов и объем  запорными задвижками на  участке , 
       при проколе нефтепровода – 2 %  объема прокачки в  14 дней.
      При порыве  – 25% максимального  прокачки в течение 6  и объема нефти  запорными задвижками на  участке , объем утечки  определяется по формуле:
V = V+V3(4.1)
где Vпорыв –  утечки  при «порыве» нефтепровода, м3;
V3 –  нефти между  задвижками на порванном  нефтепровода, м3.
V = 0,25?Qчас?Т_обнар^порыв/pнеф (4.2)
где?Qчас – производительность, ;
Т_обнар^порыв – суммарное время,  на обнаружение утечки, час (6 );
pнеф – плотность , т/м3. 
Vпорыв = 0,25?Qчас?Т_обнар^порыв/pнеф = 0,25?10,96?6/ = 19,55 м3
      Объем  между запорными  нефтепровода:
V3 = ??R2?L (4.3)
где V3 –  нефти между  задвижками на поврежденном  нефтепровода, м3;
L – расстояние  задвижками, м;
R –  нефтепровода, м.
V3 = ??R2?L = (3,14??872 = 13,23 м3
      В итоге  объем утечки при «» нефтепровода:
V = V+V3 = 19,55+13,23 = 32,8 м3
       нефти (m, тонн),  может разлиться при  нефтепровода,  по формуле:
m = V?? (4.4)
где V – максимальный  нефти, м3;
? – плотность , т/м3;
m = V?? = 32,8?0,841 = 27,57 т

       загрязнения при  нефти на болоте.
       разлива нефти в  разгерметизации трубопровода () зависит от  прохождения трубопровода (, водные преграды, ). Рассматриваемые участки  трубопроводов  по суходолу, болоту,  преграды.
      Площадь  загрязнения и глубина  водогазонефтяной  в почву, существенно  от структуры и свойств . В общем случае для  площади  возможно использование  оценки согласно  формуле.
S = 53,3?V0,89 (4.5)
где S –  загрязнения, м2;
V –  вылившейся нефти, м3;
      Т.к.  пятна разлива  от типа подстилающей , то необходимо  степень загрязнения , степень загрязнения  зависит от нефтеемкости , соответственно  примет вид:
S = 53,3?((1–Kн)?V)0,89 (4.6)
где Кн –  грунта (принимается в  от типа грунта) (та 4.1).
 
Таблица 4.1 –  грунтов (в%)

Влажность

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

S = 53,3?((1–Kн)?V)0,89 = 53,3?((1-0,1)??0,89 = 1 084 м2
      Приближенная оценка  загрязненной водной  водоемов  по формуле:
S = V/0,003 (4.7)
где S –  разлива, м2;	
V – объем  нефти, м3.
      В итоге  максимальную  загрязнения:
S = V/0,003 = 32,8/ = 10 933 м2 = 1,09 га
      Расчет ожидаемых  утечки нефти при «» нефтепровода:
      При  нефтепровода – 2% максимального  прокачки в течение 14 .
      При образовании в нефтепроводе , соответствующего «» расчет ожидаемого  утечки, проводится по  формуле:
Vпрокол = 0,02?Qсут?Т_обнар^порыв/pнеф 
где Vпрокол –  возможного разлива  при проколе трубопровода, м3;
Qсут –  суточный объем , т/сутки;
Т_обнар^порыв –  время, затраченное на  утечки, сутки (14 );
pнеф – плотность нефти, т/м3.
      В  получим  утечки при «проколе» :
Vпрокол = 0,02?Qсут?Т_обнар^порыв/pнеф = 0,02?263?14/0,841 =  м3
      Максимальная масса  (m, тонн),  может разлиться при  нефтепровода, рассчитывается по :
m = V??,
где V –максимальный объем , м3;
? – плотность , т/м3.
m = V?? = 87,56?0,841 =  т
Площадь загрязнения при  нефти на болоте:
S = 53,3?((1–Kн)?V)0,89 = 53,3??87,56)?0,89 = 2 598 м2
       загрязнения при разливе  на водную преграду (, ручей):
S = V/0,003 = 87,56/ = 29 186 м2 = 2,9 га
      Исчисление  вреда в случаях  водных объектов  поступлениями органических и  веществ, , пестицидов и нефтепродуктов  в соответствии с методикой  размера вреда,  водным  вследствие нарушения  законодательства (утв.  МПР РФ от 30 марта 2007 г. N 71) по :
У = Квг?Кдл?Кв?Кин?Нi (4.9)
где У – размер , млн. руб.;
Квг –	коэффициент, учитывающий  условия в зависимости от  года (таблица 4.2);
Кдл –	, учитывающий ь негативного воздействия  (загрязняющих) веществ на  объект при непринятии мер по его  (таблица 4.3);
Кв –	, учитывающий экологические  (состояние водных ) (таблица 4.4);
Кин –	коэффициент , учитывающий  составляющую экономического ;
Hi –	такса для исчисления  вреда от сброса  вредного () вещества в водные  (таблица 4.5).

Таблица 4.2 – , учитывающий время  причинения *
№ п/п
Месяцы
Коэффициент
1
, январь, февраль
1,15
2
, апрель, май
1,25
3
Июнь, , август
1,10
4
, октябрь, ноябрь
1,15
* При  и паводках принимается  1,05.

Таблица 4.3 – Коэффициент,  длительность  вредных веществ*
 непринятия мер по ликвидации , час
Коэффициент
До 6 включительно
1,1
 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

 таблицы 4.3
-"- 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 -"-
3,4
-"- 251 до 300 -"-
3,5
-"- 301 до 400 -"-
3,6
-"- 401 до 500 -"-
4,0
Более 500
5,0
      * непринятия мер по ликвидации  водного объекта  как разница  временем начала  загрязнения и временем  сброса вредных ( веществ).

 4.4 – Коэффициенты, учитывающие  факторы
№ п/п
Наименование  объектов (бассейны рек,  и морей)

1
Нева
1,51
2
Неман
1,21
3
 бассейнов Ладожского и  озер и озеро  и указанные 
2,10
4
Прочие реки  Балтийского моря
1,18
5
 Двина
1,36
6
Прочие  бассейна  моря
1,16
7
Печора
1,37
8
 реки бассейна  моря
1,22
9
Волга
1,41
10

1,55

Продолжение  4.4
11
Урал
1,60
12
Сулак, 
1,45
13
Прочие реки  моря
1,39
14
Дон
1,29
15
Кубань
2,20
16
 реки  моря
1,64
17
Днепр
1,33
18
 реки Черного 
1,95
19
Обь
1,22
20
Енисей
1,36
21
Прочие  Карского 
1,23
22
Лена
1,27
23
Прочие  моря Лаптевых
1,18
24
 озера Байкал и  Байкал
2,80
25
 бассейна Восточно-Сибирского 
1,15
26
Реки бассейнов  и Берингова морей
1,12
27

1,27
28
Прочие  Охотского и Японского 
1,32
29
Прочие реки  океана
1,20
30
Озера
1,80
31
 водные *

      *Для водных объектов, не  в настоящий перечень,  коэффициент, учитывающий  факторы ( водных объектов),  для водного объекта, к  относится конкретный  объект.

 4.5 – Таксы для исчисления  вреда от загрязнения  объектов
Мн, т
Нн, млн.руб.
Мн, т
Нн, .
Мн, т
Нн, млн.руб.

0,5-0,6
10-16

400-550
258-349

0,7-1,0
20-30

600-750

0,5-0,9
1,2-1,4

25-28
800-1100

1-2
1,9-2,3
50-75

1300-1800

2,5-4
2,7-3,7

62-84
2000-3000

5-9
4,4-6,1
160-350

3500-5000


      Коэффициент, учитывающий  факторы (состояние  объектов), установленный для  объекта,  в случаях причинения  относящимся к его бассейну:
        объектам, содержащим  лечебные , и особо охраняемым  объектам, родникам – в 1,5 ;
       болотам, ручьям,  – в 1,3 раза;
        магистральным и межхозяйственным – в 1,2 ;
       ледникам и снежникам – в 1,4 .
У = Квг?Кдл?Кв?Кин?Нi = 1,15?1,1?1,22?1,3?20 = 40 125 800 руб.

4.2	Расчет затрат на  аварии и ее 

      При расчете затрат на  аварии и ее последствий  следующие условия: 1) при  трубопровода ( 4.6); расчет затрат на  расходы (таблица 4.7); р затрат на рекультивацию ( 4.8); 2) при проколе  (таблица 4.9); расчет з на транспортные расходы ( 4.10); расчет  на рекультивацию ( 4.11);

Таблица 4.6 –  затрат при порыве

Разряд
Кол-во 
Стоимость      1 час.
 руб.
Отчисл. соц. страх 
 руб.
мастер
9
3300

800 877
134 867,69

слесарь
4

155,74
306 807,8

358 386,81
слесарь
5

183,70
361 889
60 838,99

ИТОГО


Таблица 4.7 – Транспортные 
Транспорт
Количество 
Стоимость            1 час.
Сумма руб.
-39099  
700
292,67
869
УРАЛ-4320-1912 (АКН-10)
470

313 287,9
ДТ-30П
240
2 
520 627,2
ТАТРА-815 
220
368,40
81 048
-5557 (АНРВ-14 c Г/М)
110

67 544,4
Нефтесборщик ""
640
203,25
130 080
 лодка ( "Yamaha HWCS")
22

1 229,8
Мотопомпа "" PTD405
160
64,64

Бензопила "" MS180
55
16,45

ИТОГО
1 329 933,45
      
 4.8 – Затраты на рекультивацию
м2
 рекультивации 2
Сумма, руб.
м3
Стоимость  руб./м3
Сумма, руб.

15033
56,61

45,1
1 620,72

924 112,6

      В итоге мы  возможные затраты на  аварии и ее последствий в :

      3 970 906 

Таблица 4.9 – Расчет  при проколе
Должность

Количество часов
      1 часа
, руб.
Отчисл. соц. страх
, руб.
мастер
9
9900

2 402 631,0
404 603,06
2 807 
слесарь
4

155,74
918 866,0
154 
1 073 603,03
слесарь
5

183,70
1 083 830,0
182 
1 266 346,97

5 147 184,06

Таблица 4.10 –  расходы
Транспорт
 часов
Стоимость            1 час.
 руб.
УАЗ-39099  

292,67
614 607,00

 таблицы 4.10
УРАЛ-4320-1912 (-10)
1400
666,57
933 
ДТ-30П
720
2 
1 561 881,60
ТАТРА-815 
660
368,40
243 144,00
-5557 (АНРВ-14 c Г/М)
330

202 633,20
 "LAMOR"
1900

386 175,00
Моторная  (мотор "Yamaha ")
22
55,90
1 
Мотопомпа "Robin" 405
480
64,64
31 027,20
 "STIHL" MS180
160

2 632,00

3 976 527,8

Таблица 4.11 –  на рекультивацию
м2
Стоимость , руб/м2
Сумма, руб.
м3
 откачки, 3
Сумма, руб.
Итого

56,61
2 798 
148,32
1 620,72
385,37


      В итоге мы получим  затраты на ликвидацию  и ее последствий в сумме:
434 рублей
       за несоблюдение экологических  при планировании, технико-экономическом  проектов, проектировании, , строительстве, , вводе в эксплуатацию,  предприятий, сооружений или  объектов от разлива  или высокоминерализованной  образовавшихся в результате  трубопровода предусмотренные в  8 Кодекса Российской  «Об административных » составляют:
      40 000 ? 000 рублей
      Существует так же  «Нарушение требований к  водных , которое может  их загрязнение, засорение и () истощение» за которую  более  штрафы (от 30 000 до 40 000 рублей), но в  случае предусмотрена  деятельности объекта на  до 90 суток, что  за собой еще большие  для Компании.
      Так же необходимо  в расчет затраты  на замену  участка трубопровода(  4.12, 4.13). 

Таблица 4.12 –  затрат на замену  участка(  длины) *

Наименование
,
толщина стенки

измерения
Кол-во
 стоимость,
руб.
1
 стальная бесшовная с  изоляцией
159х10
м
40
760
2
Строительно-монтажные работы

м
40
27 665
:
  425
      *Минимальная  заменяемого участка  40м (ширина русла р.  при минимальном уровне  – 20м).

 4.13 – Расчет затрат на  дефектного участка ( длины) *

Наименование
,
толщина 
Единица
измерения

Общая стоимость,
руб.
1
 стальная бесшовная с  изоляцией
1590
м
330
520
2
Строительно-монтажные работы

м
330
030
ИТОГО:
1 116 550
      * длина заменяемого  составит 330 (ширина пойменной  р. Осиновая в паводковый  – 300м).

      В итоге мы  затраты  на замену дефектного  трубопровода:
      от 141 425 до 550 рублей (средняя  700 000 )
      Принимая в расчет  дебит к. 20 и время , необходимое для замены  участка  потери в добыче .
      Дебит к. 20:
      Qж = 232м3/Qн = 143 т, ( остановки – 6 часов)
       в добыче  – 35,75 т.
      При средней  на нефть 65 долларов за  (0,1360 т) и курсе  52 руб. потери  от остановки нефтяных  составят 888 493 руб.
      В  проведенных расчетов мы  возможные  на ликвидацию отказа и его  и выплату штрафов за  ущерб:
      Затраты на ЛПА,  дефектного  и экологические штрафы  составят: 54 689 727 рублей.
      

5  ОТВЕТСТВЕННОСТЬ

      Производство  работ на  всегда связано с  опасных факторов,  угрожают безопасному  работ, а  экологической безопасности  среды. 
      При производстве  работ работает , которая  из трех составляющих – «» (далее Ч-М-С). 
       системы «человек» – это  не моложе 18 лет,  специальное профессионально-техническое , прошедшие медицинское  и производственное обучение, а  инструктажи и  (аттестацию) знаний  охраны труда и  безопасности. Эти лица  иметь  оказания доврачебной  помощи. А также  с внутренним распорядком,  опасностями и их , правилам предотвращения их  проявлений. 
      При производстве  работ нефтепроводов на  через  преграды в систему «» будут входить три  работников, обладающие  квалификацией. 
      . Непосредственный руководитель  работ после  ему наряда-допуска руководителем . Он обязан  началом работ  работников с мероприятиями по  производства работ и  инструктаж с  в наряде-допуске. Осуществляет  производства работ на  этапах ее проведения.
      М. Ответственный за  таких видов  как газоопасные работы,  любых работ в  и труднодоступных , осуществление  работ.
      Рабочие.  проходят инструктажи,  работы в  с инструкциями по ОТ, нормативными  документами. Виды  опасных типов , выполняемых  рабочих под контролем ИТР:  траншеи до нижней  трубопровода, подъем и  трубопровода,  работы, погрузо-разгрузочные , противокоррозионная изоляция, , сварочные работы,  трубопровода с  грунта под ним, присыпка  и окончательная засыпка .
      Элемент системы «» – «М». В производстве  строительно-монтажных работ на  трубопроводного транспорта не  без применения машин.  в их использовании  на основании физических  работ, производительности  и механизмов, а также их  характеристик.
       труда, на которые  эти воздействия: трубы, , запорная арматура,  материалы, .
      Элемент системы «» – «С». Место проведения  Томская область и . Участок  нефтепровода к.20-УПСВ-8 ( коллектор) IV категории, 10, давление рабочее2,5  согласно РД  [10]. Работы производятся в  период.
      При производстве  работ оказываются  воздействия на  воздух, выбросы  в почву.

5.1	Профессиональная  безопасность

      Анализ  и вредных  предполагает выделение тех,  непосредственно присутствуют при  строительно-монтажных  нефтепровода. Для  опасных и вредных  составим таблицу, при  которой появится  представление об  факторах на рабочем .
      Основные элементы  опасные и вредные ые факторы  в таблице 5.1

Таблица 5.1 –  элементы производственного , формирующие опасные и  факторы при  строительно-монтажных работ на  нефтепроводе
Наименование   работ
Факторы
( 12.0.003-74  с измен. 1999 г.)


документы

Вредные


Земляные работы
 работы
 операции
Установка  кожуха методом « в трубе»
1.Отклонение  климата на  воздухе;
2.Превышение  шума и вибрации;
3. токсичных и вредных  в атмосферу;
4. и напряженность физического .
1.Электрический ток; 
2.Взрывопожароопасность
3. дуга и металлические  при сварке
4. машины и механизмы про оборудования (в т.ч. грузоподъемные)

 12.0.003-74 
ГОСТ  
ГОСТ  
ГОСТ 12.1.005-88 
 12.1.010-76 
ГОСТ  
ГОСТ 12.4.011-89 
 12.1.019-79 
РД 
СП 34-116-97

5.1.1	Анализ  производственных факторов и  мероприятий по их устранению
       уровней  и вибрации
      При строительстве  используются машины и : экскаваторы, бульдозеры, , трубоукладчики и т.д. Их  огромным количеством , которые, при долгосрочном  на человека, могут  вред  и дискомфорт. Следствием  воздействия шума на  являются развитие  заболевания как  болезнь, снижение  чувствительности, изменение  пищеварения, сердечно-сосудистая . При повышенном  вибрации у человека  повышение утомляемости,  времени зрительной , нарушение  аппарата.
      Допустимый  звука при работе на  зависят от тяжести . Максимальный  шума при работе с  в быту не должен  80 дБА согласно ГОСТ  [1].
      Для снижения  шума на человека  оснащаются специальными  защиты – наушниками .......................