Природный фактор аварийности

Природные факторы могут и сами инициировать существенные риски и приводить к значительным ущербам. Можно отнести:

  - паводки и половодья, вызывающие аварийные и чрезвычайные ситуации, поражающие многие элементы инфраструктуры нефтедобывающего комплекса.   - эрозионные процессы, вызывающие разрушение элементов инфраструктуры, в первую очередь линейных сооружений: дорог, трубопроводов, фундаментов зданий и сооружений.

При возникновении аварии на трубопроводах и промплощадках, распыление капельной нефти - всё это может привести к загрязнению нефтяными углеродами водоемов, почв, к деградации древесной и травянистой растительности, обеднение фауны.

На рисунке 4 представлено схематично три фактора аварийности в виде «дерева событий».

3.2.3. Оценка технических средств, оборудования и помещения

Обеспечение безопасности населения, территории и здоровых условий труда на производстве возможно только при строгой трудовой и производственной дисциплине всех работников, при точном выполнении ими инструкций по охране труда. Помимо этого они должны обладать знаниями технологии, следить за состоянием установок, оборудований, чтобы не допустить предаварийных ситуаций.

В настоящее время на объекте разрабатываются и осуществляются мероприятия по за­мене оборудования и технологических трубопроводов на более стойкие в коррозионном от­ношении. При этом в первую очередь осуществляется замена оборудования и трубопроводов, которые подвергаются наиболее интенсивному коррозионному износу в условиях эксплуатации.

Кроме того, обслуживающий персонал обладает достаточно большим опытом и высо­кой квалификацией.

При проведении исследовании оценили:

• Устье скважины оборудованы специальной устьевой арматурой обеспечивающей полную герметизацию трубного и затрубного пространств, возможность их сообщения, проведения глубинных исследований, разрядки и задавливания скважин. Проходное отверстие кабельного ввода, в устьевой арматуре имеет герметичное маслостойкое уплотнение, что (оберегает от гидравлического удара).

• Станок-качалка/СК/ установлен таким образом, чтобы исключить соприкосновение движущихся частей с деталями фундамента и грунта. Для обслуживания электрического привода и тормоза СК, установлено - качалка с ограждением.

• На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением вблизи пускового устройства и на ограждениях шатунно-кривошипного механизма вывешены плакаты "Внимание! Пуск автоматический!"

• Вышки и мачты агрегатов укрепляются оттяжками из стального каната. Число, диаметр и место крепления оттяжек соответствует технической и технологической документации агрегата связано с (падением инструмента).

• Рабочее место, оборудование и зона проведения работ обеспечены электроосвещением в соответствии с требованиями ПТБЭ.

• На каждом газосепораторе УПСВ установлено предохранительное устройство, которое обеспечивает безаварийную работу аппарата, данное мероприятие снижает опасность появления фактора (гидравлического удара).

• Трубопроводы для транспортировки пластовых жидкостей и газов устойчивы к ожидаемым механическим, термическим напряжениям (нагрузкам) и механическому воздействию. Трубопроводы защищены от наружной коррозии.

• Трубы нефтегазоконденсатопроводов соединяются сваркой . Фланцевые и резьбовые соединения - лишь в местах присоединения запорной арматуры , регуляторов давления и другой аппаратуры, а так же контрольно-измерительных приборов.

• В начале и конце каждого трубопровода установлены запорные устройства для экстренного вывода трубопроводов из эксплуатации.

• Выкидные трубопроводы, непосредственно связанные со скважинами, оборудованы обратными клапанами и другими запорными устройствами, автоматически перекрывающими поток жидкости из скважины при аварийной разгерметизации нефтегазопровода.

Периодические испытания трубопроводов на прочность и герметичность проводят, как правило, во время проведения ревизии трубопроводов, что в последствии уменьшает частоту появления фактора (гидравлического удара).