Ликвидация последствий аварии

После завершения АВР и пуска трубопровода в работу силами и средствами ABC, согласно разработанному ПМЛЛПА, должны быть устранены последствия аварии.

В состав ПМЛЛПА должно входить следующее:

- способы и методы откачки и закачки собранной нефти/нефтепродукта, разлитой вследствие аварии;

- способы уборки остатков нефти/нефтепродукта из ям, амбаров, замазученности территории;

- методы утилизации собранных остатков с сорбентом, торфом, соломой или шламов и места расположения специальных пунктов для сбора и утилизации нефтяных загрязнений;

- работы по демонтажу временных трубопроводов с арматурой, сборных или резиновых емкостей для сбора нефти/нефтепродукта, оборудования, жилых вагончиков и других сооружений;

- виды и способы работ по восстановлению земельных площадей, участков и объемы работ по рекультивации земель;

- способы удаления и очистки от нефти/нефтепродукта надземных и подземных вод при их заражении;

- способы удержания и очистки попавшей под лед нефти/нефтепродукта при авариях;

- оценка степени загрязнения земель, водных объектов и атмосферы в результате аварии;

- проект и график восстановления объектов, разрушенных от взрыва или пожара в результате аварий.

В зависимости от последствий аварий, вида предстоящих работ ПМЛЛПА могут быть согласованы с Ростехнадзором, природоохранными и противопожарными органами.

Закачка нефти/нефтепродукта из ям-накопителей в МТ проводится по временному трубопроводу передвижными насосными агрегатами типа ПНА-1, ПНА-2, ПНУ-1, ПНУ-1М или другими высоконапорными агрегатами.

Оставшаяся замазученность территории, земли, водной или ледовой поверхности ликвидируется следующими способами:

а) после откачки нефти/нефтепродукта из ям-накопителей, амбаров, запруд на поверхность оставшейся в них нефти/нефтепродукта, которую невозможно откачать, наносится сорбент (торф, солома, опилки и т.д.), количество которого определяется с учетом его поглощающей способности. После пропитывания сорбента нефтью/нефтепродуктом его собирают и вывозят на специальные пункты для утилизации. Если сорбент не впитал с поверхности почвы всю нефть/нефтепродукт, операцию повторяют;

б) нефть/нефтепродукт, разлившиеся по поверхности земли, покрытой снегом и снежной массой, должна быть собрана в сборные котлованы для откачки или вывезена в очистные сооружения ближайшей НПС. Остатки нефти/нефтепродукта с землей должны быть собраны и вывезены на пункты утилизации, а участок земли подвергнут рекультивации согласно РД -13.020.40-КТН-208-14;

в) тонкие слои нефти/нефтепродукта, оставшейся на поверхности воды после сбора нефтесборщиками, нефть/нефтепродукт, оставшиеся в лагунах, рукавах, заливах, убираются сорбентами. Остаточные нефтяные загрязнения, нефть/нефтепродукт, оставшаяся на плесах, берегах, между растительностью, смываются водой, собираются на поверхности воды между берегом и боковыми заграждениями, затем убираются с помощью сорбентов, которые наносятся на водную поверхность и после пропитывания остаточной нефтью/нефтепродуктом собираются и вывозятся на специальные полигоны, где утилизируются или сжигаются;

г) нефть/нефтепродукт, разлившиеся по поверхности льда, должна быть собрана механизированным или ручным способом и вывезена в котлованы или ближайшую НПС.

Нефть, попавшая под лед, должна быть собрана нефтесборщиками и вывезена. Оставшиеся нефть/нефтепродукт после уборки со льда и из-подо льда, по согласованию с экологическими и противопожарными органами, может быть уничтожена путем сжигания. Несожженная часть загрязненных нефтью/нефтепродуктом остатков льда (и снега) должна быть вывезена для утилизации в специально отведенные места.

Возможные способы сбора и ликвидации остатков нефти/нефтепродукта, с учетом различных ситуаций и климатических условий, должны быть предусмотрены в ПМЛЛПА на линейной части или на подводных переходах МТ.

При ликвидации последствий аварии запрещается:

- засыпать ямы-накопители и дренажные канавы до полной откачки из них остатков нефти/нефтепродукта;

- вывозить почву, загрязненную нефтью/нефтепродуктом, в отвалы, не отведенные для этих целей;

- сжигать неоткачанную из амбаров (котлованов) нефть/нефтепродукт.

Сжигание остатков нефти/нефтепродукта может проводиться, как исключение, при уборке остаточных нефтяных загрязнений на поверхности болот, пойменных (камышовых) и береговых участков (водоемов) по согласованию с местным комитетом экологии и органом пожарной охраны.

Остатки – битумообразные отходы, нефтепгламы должны быть собраны и вывезены в специальные пункты для утилизации, а при их отсутствии – в места, согласованные с природоохранными органами.

После завершения АВР должна быть проведена рекультивация земель в соответствии с требованиями инструкции РД-13.020.40-КТН-208-14;

Процесс рекультивации земель, нарушенных и загрязненных при аварии на МТ, включает:

- удаление из почвы остатков нефти/нефтепродукта;

- рекультивацию земель (технический и биологический этапы).

Рекультивацию загрязненных нефтью/нефтепродуктом земель следует осуществлять с учетом уровня загрязнения, климатических условий и состояния биогеноценоза. Рекультивация включает два этапа: технический и, при необходимости, биологический.

Техническая рекультивация земель предусматривает, планировку, формирование откосов, снятие и нанесение плодородного слоя почвы, устройство гидротехнических и мелиоративных сооружений, а также проведение других работ, создающих условия для дальнейшего использования рекультивированных земель по целевому назначению или для проведения мероприятий по восстановлению плодородия почв (биологический этап).

Биологическая рекультивация включает комплекс агротехнических и фитомелиоративных мероприятий (подготовка почвы, внесение удобрений, подбор трав и травосмесей, посев, уход за посевами) и направлена на закрепление поверхностного слоя почвы корневой системой растений, создание сомкнутого травостоя и предотвращение развития водной и ветровой эрозии почв на нарушенных землях.

В ПМЛЛПА для объектов МТ должны быть предусмотрены меры по ликвидации последствий загрязнения подземных вод от аварийных разливов нефти/нефтепродукта, учитывающие специфику конкретных обстоятельств аварий и местные условия.

План мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий

6.5.1 Для объектов МТ, в т.ч. участков трубопроводов линейной части подводных переходов через судоходные реки, НПС и перевалочных нефтебаз МТ, в РНУ (УМН) в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 21.08.2000 № 613 «О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти/нефтепродуктов» (вместе с «Основными требованиями к разработке планов по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти/нефтепродуктов») и с требованиями действующих нормативных правовых актов должны быть разработаны Планы мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий (ПМЛЛПА).

6.5.2 ПМЛЛПА для трубопроводов должны быть разработаны для максимально возможного объема разлившейся нефти/нефтепродукта, величина которого принимается:

- при порыве трубопровода – 25 % максимального объема перекачки в течение 6 ч, и объем нефти/нефтепродукта между запорными задвижками на поврежденном участке трубопровода;

- при повреждении стенки трубопровода – 2 % максимального объема перекачки в течение 14 дней.

6.5.3ПМЛЛПА определяют действия должностных лиц ОСТ, ремонтного персонала ABC по проведению АВР, спасению людей, оказавшихся в опасной зоне, обеспечению безопасности соседних объектов, защите окружающей природной среды, ликвидации последствий аварии.

6.5.4 Планы мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий должен содержать:

- оперативную часть;

- техническую часть.

6.5.5 В оперативной части ПМЛЛПА должно быть представлено:

распределение обязанностей между отдельными службами и лицами, участвующими в ликвидации аварии, и порядок их взаимодействия;

- организация управления, связи и оповещения должностных лиц структурных подразделений, которые должны быть немедленно извещены об аварии, с указанием телефонов, домашних адресов;

- порядок обеспечения готовности ремонтного персонала и технических средств с указанием ответственных за поддержание их готовности;

- порядок действий группы патрулирования в начальный период после обнаружения аварии;

- перечень мероприятий по спасению людей и оказанию медицинской помощи;

- перечень сторонних организаций, предприятий, землевладельцев и других заинтересованных организаций, а также порядок их оповещения о возможном распространении разлившейся при аварии нефти/нефтепродукта и о границах

- взрывопожароопасной зоны с целью принятия совместных мер по обеспечению безопасности населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных объектов и по защите окружающей природной среды;

- маршруты следования групп патрулирования, техники и ремонтного персонала ABC к месту аварии;

- порядок организации материально-технического, инженерного обеспечения для ликвидации аварий;

- порядок, формы и сроки оформления документации об аварии.

6.5.6 Техническая часть ПМЛЛПА должна содержать:

- расчет объема предполагаемого стока и площадь распространения (растекания) нефти/нефтепродукта, методов задержания нефти/нефтепродукта, мест установки заградителей, способов сбора нефти/нефтепродукта, характеристик водоема или водотока;

- расчет сил и средств для ликвидации аварии на объекте МТ, выполняемых с учетом, что время локализации аварии, исключая время прибытия ABC к месту разлива нефти/нефтепродукта, не должно превышать 4 ч при разливе нефти/нефтепродукта в акватории и 6 ч - при разливе на почве;

- график выполнения работ по ликвидации аварий (см. РД-13.020.00-КТН-020-14, приложение Г);

- оперативный журнал ведения работ при ликвидации аварии;

- перечень технической документации, необходимой для организации и выполнения работ по ликвидации аварии;

- план и профиль участка трубопровода с указанием всех подземных и надземных коммуникаций в техническом коридоре;

- план объекта МТ (резервуарного парка, помещения насосной, сливо-наливной эстакады, очистных сооружений, причала) с указанием мест размещения основного технологического оборудования, шкафов с газозащитной аппаратурой и инструментом, мест размещения материалов, используемых при аварии, щитов со средствами пожаротушения, пожарного извещателя и телефонов, а для закрытых помещений (насосной и т.п.) -расположения основных и запасных выходов, устройств включения вентиляции;

- схему технологических и вспомогательных трубопроводов, с указанием мест расположения и номерами задвижек, клапанов, кранов, вентилей, пунктов их управления и других устройств;

- схему расположения вдольтрассовой ЛЭП и линейных потребителей;

- описание методов ликвидации аварии на объекте МТ;

- перечень мероприятий по обследованию состояния трубопровода после ликвидации аварии, порядок закрытия и открытия линейных задвижек;

- перечень мероприятий по сбору и утилизации разлитой нефти/нефтепродукта, ликвидации последствий аварий ( см. РД-13.020.40-КТН-208-14, приложение Г);

- перечень мероприятий по охране окружающей природной среды;

- перечень мероприятий по сохранению качества нефти/нефтепродукта;

- транспортную инфраструктуру в районе возможного разлива нефти/нефтепродукта;

- обоснование времени доставки сил и средств для ликвидации аварийного разлива нефти/нефтепродукта к месту чрезвычайной ситуации.

6.5.7 При расчетах силы средств, составлении графиков выполнения работ продолжительности ликвидации аварий на МТ должны учитываться характер повреждения и количества вытекшей нефти/нефтепродукта, диаметр и профиль трассы трубопровода, погодно-климатические условия на месте повреждения и другие факторы. С учетом указанных расчетная продолжительность выполнения работ по ликвидации аварий может составить 80 ч в обычных условиях (см. РД-13.020.40-КТН-208-14, приложение И) и могут быть больше на 30% - 50 % при ликвидации аварий на болотах.

6.5.8 ПМЛЛПА должны быть согласованы со всеми владельцами объектов, проходящих в одном техническом коридоре, с местными органами Ростехнадзора, Минприроды и МЧС России, а на участках пересечения МТ с железной дорогой, автомобильной дорогой – с представителями организаций, эксплуатирующих данные объекты.

6.5.9 В ПМЛЛПА в течение 10 дней должны быть внесены соответствующие изменения и дополнения при изменении технологических режимов, замене и реконструкции оборудования, внедрении систем автоматики, телемеханики, защиты.

6.5.10 ПМЛЛПА разрабатываются при вводе объекта в эксплуатацию и ежегодно пересматриваются комиссией в составе: начальника отдела эксплуатации, старшего диспетчера, главного механика, главного энергетика, инженера по охране труда, инженера по экологической безопасности РНУ (УМН), представителя ПТУ С, заместителя начальника (старшего инженера) ЛПДС, начальника ЦРС (СУПЛАВ), начальника пожарной части.

6.5.11 ПМЛЛПА должны быть подписаны всеми членами комиссии и утверждены главным инженером РНУ (УМН) или ОСТ до начала следующего года.

6.5.12 Ответственность за своевременное и правильное составление ПМЛЛПА и соответствие их существующему положению в производстве несет главный инженер РНУ (УМН), контроль за выполнением организует главный инженер ОСТ.

6.5.13 ПМЛЛПА должны находиться у главного инженера РНУ (УМН), диспетчера РНУ (УМН), начальника ЛПДС (НПС), начальника ЦРС (СУПЛАВ), оператора ЛПДС (НПС).