Противопожарные мероприятия на предприятии нефтегазовой отрасли. Проблемы противопожарной безопасности на объектах нефтяной промышленности. Новое оборудование для нефтепромысла на выставке

Введение.

Безопасность – абсолютное требование для нефтяных операций, включая, как экономическую безопасность, так и безопасность людей.

Необходимо отметить, что нефтепромысловое оборудование представляет собой технологическую уникальность почти каждого устройства, предназначенного для той или иной операции, а его производство требует значительных затрат.

Поэтому современному нефтепромысловому оборудованию предъявляются исключительно высокие требования.

И это не случайно. Так как, исходя из условий эксплуатации, внезапный отказ в работе может привести к тяжелым авариям и соответственно последствиям.

Следовательно, еще на стадии проектирования все усилия должны быть направлены на обеспечение заданного уровня надежности не только работы оборудования, но и всего производства в целом.

Для этого, как мы уже с вами говорили ранее, существуют различные нормативные документы, регламентирующие параметры, направленные на обеспечение безопасности всего технологического процесса при добыче нефти.

Но, к сожалению, задачи по обеспечению необходимого уровня надежности решаются не всегда эффективно (это может быть как на стадии проектирования, так и в период эксплуатации) и аварии разной степени тяжести все-таки происходят.

Вопросы.

Пожарная опасность нефти и природных газов нефтегазовых месторождений.

Краткая характеристика процессов бурения и эксплуатации скважин.

Возможные нарушения в работе технологического оборудования, приводящие к нештатным аварийным ситуациям. Пожарная опасность процессов бурения и эксплуатации скважин.

Меры безопасности при добыче нефти.

Классификация складов нефти и нефтепродуктов. Хранение нефтепродуктов.

Вопрос 1. Пожарная опасность нефти и природных газов нефтегазовых месторождений.

Нефть является сырьем для производства самых разнообразных химических продуктов. К таким продуктам относятся: бензины, керосины, дизельные топлива, масла, мазуты. А также синтетические спирты, ароматические углеводороды, различные моющие средства, растворители и т.д.

Нефть. Нефть представляет собой смесь углеводородов с различными группами структурных соединений. В ее состав входят сернистые, азотистые и кислородсодержащие углеводороды, предельные, непредельные и циклические углеводороды.

По фракционной перегонке нефть разделяют на фракции, отличающиеся по температурам кипения.

Начало кипения нефти около 20 о С, но встречаются и более тяжелые нефти с температурой начала кипения 100 о С и более. Плотность нефти находится в пределах 730-1040 кг/м 3 .

В зависимости от месторождения изменяется состав нефти, что влияет на фракционный состав (температура начала и конца кипения) и плотность.

Относительная плотность по воздуху составляет от 0,56 до 1,01. Диэлектрическая постоянная 2-2,5. Удельное электрическое сопротивление 5·10 8 -3·10 16 Ом·м. Коэффициент температуропроводности составляет 0,069·10 3 -0,086·10 3 м 2 /с. Удельная теплоемкость порядка 2,1 КДж/кг·К. Коэффициент теплопроводности порядка 0,139 Вт/м·К. Теплота сгорания 43514-6024 кДж/кг. В воде нефть практически нерастворима.

Это основные физические характеристики нефти.

А вот химические свойства нефти зависят от ее состава. Ей присущи свойства предельных и непредельных углеводородов, ароматических и кислородсодержащих соединений и т.д.

В последние годы в общем объеме добычи нефти возрастает доля тяжелых высоковязких нефтей.

асфальтенов от 5,5 до 23,7 %;

смол от 18,5 до 40,0 %;

парафинов ≈ 0,8 %;

серы от 2,0 до 3,5 %.

Система оценки пожарной опасности веществ и материалов регламентирована ГОСТ 12.1.044-89. ССБТ. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения.

В соответствие с этим стандартом нефть относится к легковоспламеняющимся жидкостям с температурой вспышки от -45 о С до 27 о С (в зависимости от состава).

Температура самовоспламенения 220-375 о С.

Нижний концентрационный предел распространения (воспламенения) пламени находится в пределах 0,9 -2,4 % объемных.

Температурные пределы распространения (воспламенения) пламени, о С:

Нижний -45-+26; верхний -14-+80.

Скорость выгорания 5,2·10 -5 -7·10 -5 м/с. Скорость нарастания прогретого слоя 0,7·10 -4 – 1,0·10 -4 м/с. Температура прогретого слоя 130-160 о С.

Сырые нефти способны прогреваться в глубину, образуя все возрастающий гомотермический слой. Температура пламени при горении нефти 1100 о С.

Природные газы. Природные газы газовых, газоконденсатных и нефтегазовых месторождений состоят в основном из углеводородов гомологического ряда метана С n Н 2n+2 и неуглеродных компонентов, таких как N 2 , СО 2 , Н 2 S, He, Ar, Kr, паров ртути.

Основу природных газов составляет метан.

В значительно меньших объемах содержаться более тяжелые углеводороды: этан, пропан, бутан, пентан и др.

Каждая залежь характеризуется своим составом и даже в пределах залежи этот состав может меняться.

Так, например, сравним состав природного газа Самотлорского нефтяного месторождения и Уренгойского газоконденсатного месторождения:

Плотность газа по воздуху зависит от состава: для газов, добываемых вместе с нефтью, относительная плотность по воздуху находится в пределах 0,7-0,8, но может быть и более 1,0.

Теплота сгорания также зависит от состава природного газа. Чем тяжелее компонент, тем выше его объемная теплота сгорания.

Так, теплота сгорания для метана составляет 802 кДж/моль, а для бутана – 2657 кДж/моль.

Удельная теплоемкость снижается по мере увеличения молекулярной массы углеводородов. Так, для метана удельная теплоемкость составляет 2,22 кДж/кг·К.

Концентрационные пределы распространения (воспламенения, или пределы взрываемости) пламени, % объемные:

Нижний 4,5 -5,35

Верхний 13,5-14,9

Присутствие сероводорода в составе природного газа значительно расширяет область воспламенения (область взрываемости). Для сероводорода H 2 S концентрационные пределы распространения пламени: НКПРП 4,3 % (об); ВКПРП 46% (об).

Нормальная скорость распространения пламени природного газа в смеси с воздухом составляет 0,176 м/с.

Минимальная энергия зажигания составляет 0,028 мДж.

Итак, каждый показатель имеет свое предназначение при оценке пожарной пожаровзрывоопасности нефти и природного газа.

Очень важно знать, какой смысл вложен в значение того или иного показателя.

Например, что понимают под пределом взрываемости (области воспламенения) и почему присутствие сероводорода в природном газе расширяет область воспламенения.

Что это значит, природный газ становится более взрывоопасным при расширении области воспламенения или наоборот?

На эти вопросы вы уже можете ответить сами.

Общие сведения о бурении нефтяных и газовых скважин

1.1. ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Рис. 1. Элементы конструкции скважины

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше ее длины (Рис. 1).

Основные элементы буровой скважины:

Устье скважины (1) – пересечение трассы скважины с дневной поверхностью

Забой скважины (2) – дно буровой скважины, перемещающееся в результате воздействия породоразрушающего инструмента на породу

Стенки скважины (3) – боковые поверхности буровой скважины

Ось скважины (6) - воображаемая линия, соединяющая центры поперечных сечений буровой скважины

*Ствол скважины (5) – пространство в недрах, занимаемое буровой скважиной.

Обсадные колонны (4) – колонны соединенных между собой обсадных труб. Если стенки скважины сложены из устойчивых пород, то в скважину обсадные колонны не спускают

Скважины углубляют, разрушая породу по всей площади забоя (сплошным забоем, рис. 2 а) или по его периферийной части (кольцевым забоем рис. 2 б). В последнем случае в центре скважины остается колонка породы – керн, которую периодически поднимают на поверхность для непосредственного изучения.

Диаметр скважин, как правило, уменьшается от устья к забою ступенчато на определенных интервалах. Начальный диаметр нефтяных и газовых скважин обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает меньше 165 мм. Глубины нефтяных и газовых скважин изменяются в пределах нескольких тысяч метров.

По пространственному расположению в земной коре буровые скважины подразделяются (рис. 3):

1. Вертикальнвые;

2. Наклонные;

3. Прямолинейноискривленные;

4. Искривленные;

5. Прямолинейноискривленные (с горизонтальным участком);

Рис. 3. Пространственное расположение скважин

Сложноискривленные.

Нефтяные и газовые скважины бурят на суше и на море при помощи буровых установок. В последнем случае буровые установки монтируются на эстакадах, плавучих буровых платформах или судах (рис. 4).

В нефтегазовой отрасли бурят скважины следующего назначения:

1. Эксплуатационные – для добычи нефти, газа и газового конденсата.

2. Нагнетательные – для закачки в продуктивные горизонты воды (реже воздуха, газа) с целью поддержания пластового давления и продления фонтанного периода разработки месторождений, увеличения дебита эксплуатационных скважин, снабженных насосами и воздушными подъемниками.

3. Разведочные – для выявления продуктивных горизонтов, оконтуривания, испытания и оценки их промышленного значения.

4. Специальные - опорные, параметрические, оценочные, контрольные – для изучения геологического строения малоизвестного района, определения изменения коллекторских свойств продуктивных пластов, наблюдения за пластовым давлением и фронтом движения водонефтяного контакта, степени выработки отдельных участков пласта, термического воздействия на пласт, обеспечения внутрипластового горения, газификации нефтей, сброса сточных вод в глубокозалегающие поглощающие пласты и др.

5. Структурно-поисковые – для уточнения положения перспективных нефте-газоносных структур по повторяющим их очертания верхним маркирующим (определяющим) горизонтам, по данным бурения мелких, менее дорогих скважин небольшого диаметра.

Сегодня нефтяные и газовые скважины представляют собой капитальные дорогостоящие сооружения, служащие много десятилетий. Это достигается соединением продуктивного пласта с дневной поверхностью герметичным, прочным и долговечным каналом. Однако пробуренный ствол скважины еще не представляет собой такого канала, вследствие неустойчивости горных пород, наличия пластов, насыщенных различными флюидами (вода, нефть, газ и их смеси), которые находятся под различным давлением. Поэтому при строительстве скважины необходимо крепить ее ствол и разобщать (изолировать) пласты, содержащие различные флюиды.

Крепление ствола скважины производится путем спуска в нее специальных труб, называемых обсадными. Ряд обсадных труб, соединенных последовательно между собой, составляет обсадную колонну. Для крепления скважин применяют стальные обсадные трубы (рис. 5).

Насыщенные различными флюидами пласты разобщены непроницаемыми горными породами - «покрышками». При бурении скважины эти непроницаемые разобщающие покрышки нарушаются и создается возможность межпластовых перетоков, самопроизвольного излива пластовых флюидов на поверхность, обводнения продуктивных пластов, загрязнения источников водоснабжения и атмосферы, коррозии спущенных в скважину обсадных колонн.

В процессе бурения скважины в неустойчивых горных породах возможны интенсивное кавернообразование, осыпи, обвалы и т.д. В ряде случаев дальнейшая углубка ствола скважины становится невозможной без предварительного крепления ее стенок.

Для исключения таких явлений кольцевой канал (кольцевое пространство) между стенкой скважины и спущенной в нее обсадной колонной заполняется тампонирующим (изолирующим) материалом (рис. 6). Это составы, включающие вяжущее вещество, инертные и активные наполнители, химические реагенты. Их готовят в виде растворов (чаще водных) и закачивают в скважину насосами. Из вяжущих веществ наиболее широко применяют тампонажные портландцементы. Поэтому процесс разобщения пластов называют цементированием.

Таким образом, в результате бурения ствола, его последующего крепления и разобщения пластов создается устойчивое подземное сооружение определенной конструкции.

Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе и размерах (диаметр и длина) обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах и интервалах соединения скважины с продуктивным пластом (рис. 7).

Сведения о диаметрах, толщинах стенок и марках сталей обсадных труб по интервалам, о типах обсадных труб, оборудовании низа обсадной колонны входят в понятие конструкции обсадной колонны.

В скважину спускают обсадные колонны определенного назначения: направление, кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна.

Направление спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья при бурении под кондуктор, а также для соединения скважины с системой очистки бурового раствора. Кольцевое пространство за направлением заполняют по всей длине тампонажным раствором или бетоном. Направление спускают на глубину от нескольких метров в устойчивых породах, до десятков метров в болотах и илистых грунтах.

Кондуктором обычно перекрывают верхнюю часть геологического разреза, где имеются неустойчивые породы, пласты, поглощающие буровой раствор или проявляющие, подающие на поверхность пластовые флюиды, т.е. все те интервалы, которые будут осложнять процесс дальнейшего бурения и вызывать загрязнение окружающей природной среды. Кондуктором обязательно должны быть перекрыты все пласты, насыщенные пресной водой.

Рис. 7. Схема конструкции скважины

Кондуктор служит также для установки противовыбросового устьевого оборудования и подвески последующих обсадных колонн. Кондуктор спускают на глубину нескольких сотен метров. Для надежного разобщения пластов, придания достаточной прочности и устойчивости кондуктор цементируется по всей длине.

Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150-300 м и 500 м.

Промежуточные (технические) колонны необходимо спускать, если невозможно пробурить до проектной глубины без предварительного разобщения зон осложнений (проявлений, обвалов). Решение об их спуске принимается после анализа соотношения давлений, возникающих при бурении в системе «скважина-пласт».

Если давление в скважине Рс меньше пластового Рпл (давления флюидов, насыщающих пласт), то флюиды из пласта будут поступать в скважину, произойдет проявление. В зависимости от интенсивности проявления сопровождаются самоизливом жидкости (газа) на устье скважины (переливы), выбросами, открытым (неконтролируемым) фонтанированием. Эти явления осложняют процесс строительства скважины, создают угрозу отравлений, пожаров, взрывов.

При повышении давления в скважине до некоторой величины, называемой давлением начала поглощения Рпогл, жидкость из скважины поступает в пласт. Этот процесс называется поглощением бурового раствора. Рпогл может быть близким или равным пластовому, а иногда приближается к величине вертикального горного давления, определяемого весом расположенных выше горных пород.

Иногда поглощения сопровождаются перетоками флюидов из одного пласта в другой, что приводит к загрязнению источников водоснабжения и продуктивных горизонтов. Снижение уровня жидкости в скважине вследствие поглощения в одном из пластов обуславливает понижение давления в другом пласте и возможность проявлений из него.

Давление, при котором происходит раскрытие естественных сомкнутых трещин или образование новых, называется давлением гидравлического разрыва пласта Ргрп. Такое явление сопровождается катастрофическим поглощением бурового раствора.

Характерно, что во многих нефтегазоносных районах пластовое давление Рпл близко к гидростатическому давлению столба пресной воды Рг (далее просто гидростатическое давление) высотой Нж, равной глубине Нп, на которой залегает данный пласт. Это объясняется тем, что давление флюидов в пласте чаще обусловлено напором краевых вод, область питания которых имеет связь с дневной поверхностью на значительных расстояниях от месторождения.

Поскольку абсолютные значения давлений зависят от глубины Н, их соотношения удобнее анализировать, пользуясь величинами относительных давлений, которые представляют собой отношения абсолютных значений соответствующих давлений к гидростатическому давлению Рг,

Промежуточные колонны могут быть сплошными (их спускают от устья до забоя) и не сплошными (не доходящими до устья). Последние называются хвостовиками.

Принято считать, что скважина имеет одноколонную конструкцию, если в нее не спускаются промежуточные колонны, хотя спущены и направление и кондуктор. При одной промежуточной колонне скважина имеет двухколонную конструкцию. Когда имеются две и более технические колонны, скважина считается многоколонной.

Конструкция скважины задается следующим образом: 426, 324, 219, 146 – диаметры обсадных колонн в мм; 40, 450, 1600, 2700 – глубины спуска обсадных колонн в м; 350, 1500 – уровень тампонажного раствора за хвостовиком и эксплуатационной колонной в м; 295, 190 – диаметры долот в мм для бурения скважины под 219 – и 146 –мм колонны.

СПОСОБЫ БУРЕНИЯ СКВАЖИН

Бурить скважины можно механическим, термическим, электроимпульсным и другими способами (несколько десятков). Однако промышленное применение находят только способы механического бурения – ударное и вращательное. Остальные пока не вышли из стадии экспериментальной разработки.

УДАРНОЕ БУРЕНИЕ

Ударное бурение. Из его всех разновидностей наибольшее распространение получило ударно-канатное бурение (рис. 8).

Буровой снаряд, который состоит из долота 1, ударной штанги 2, раздвижной штанги-ножниц 3 и канатного замка 4 , спускают в скважину на канате 5, который, огибая блок 6, оттяжной ролик 8 и наравляющий ролик 10, сматывается с барабана 11 бурового станка. Скорость спуска бурового снаряда регулируют тормозом 12. Блок 6 установлен на вершине мачты 18. Для гашения вибраций, возникающих при бурении, применяются амортизаторы 7.

Кривошип 14 при помощи шатуна 15 приводит в колебательное движение балансирную раму 9. При опускании рамы оттяжной ролик 8 натягивает канат и поднимает буровой снаряд над забоем. При подъеме рамы канат опускается, снаряд падает, и при ударе долота о породу последняя разрушается.

По мере углубления скважины канат удлиняют, сматывая его с барабана 11. Цилиндричность скважины обеспечивается поворотом долота в результате раскручивания каната под нагрузкой (во время приподъема бурового снаряда) и скручивания его при снятии нагрузки (во время удара долота о породу).

Эффективность разрушения породы при ударно-канатном бурении прямо пропорциональна массе бурового снаряда, высоте его падения, ускорению падения, числу ударов долота о забой в единицу времени и обратно пропорциональна квадрату диаметра скважины.

В процессе разбуривания трещиноватых и вязких пород возможно заклинивание долота. Для освобождения долота в буровом снаряде применяют штангу-ножницы, изготовленные в виде двух удлиненных колец, соединенных друг с другом подобно звеньям цепи.

Процесс бурения будет тем эффективнее, чем меньшее сопротивление долоту бурового снаряда оказывает накапливающаяся на забое скважины выбуренная порода, перемешанная с пластовой жидкостью. При отсутствии или недостаточном притоке пластовой жидкости в скважину с устья периодически доливают воду. Равномерное распределение частиц выбуренной породы в воде достигается периодическим расхаживанием (приподъемом и опусканием) бурового снаряда. По мере накопления на забое разрушеной породы (шлама) возникает необходимость в очистке скважины. Для этого с помощью барабана поднимают буровой снаряд из скважины и многократно спускают в нее желонку 13 на канате 17, сматываемом с барабана 16. В днище желонки имеется клапан. При погружении желонки в зашламленную жидкость клапан открывается и желонка заполняется этой смесью, при подъеме желонки клапан закрывается. Поднятую на поверхность зашламленную жидкость выливают в сборную емкость. Для полной очистки скважины приходится спускать желонку несколько раз подряд.

После очистки забоя в скважину опускают буровой снаряд, и процесс бурения продолжается.

При ударном бурении скважина, как правило, не заполнена жидкостью. Поэтому, во избежание обрушения породы с ее стенок, спускают обсадную колонну, состоящую из металлических обсадных труб, соединенных друг с другом с помощью резьбы или сварки. По мере углубления скважины обсадную колону продвигают к забою и периодически удлиняют (наращивают) на одну трубу.

Ударный способ более 50 лет не применяется на нефтегазовых промыслах России. Однако в разведочном бурении на россыпных месторождениях, при инженерно-геологических изысканиях, бурении скважин на воду и т.п. находит свое применение.

1.2.2. ВРАЩАТЕЛЬНОЕ БУРЕНИЕ СКВАЖИН

При вращательном бурении разрушение породы происходит в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Под действием нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего момента скалывает ее.

Существует две разновидности вращательного бурения – роторный и с забойными двигателями.

При роторном бурении (рис. 9) мощность от двигателей 9 передается через лебедку 8 к ротору 16 - специальному вращательному механизму, установленному над устьем скважины в центре вышки. Ротор вращает бурильную колонну и привинченное к ней долото 1. Бурильная колонна состоит из ведущей трубы 15 и привинченных к ней с помощью специального переводника 6 бурильных труб 5.

Следовательно, при роторном бурении углубление долота в породу происходит при движении вдоль оси скважины вращающейся бурильной колонны, а при бурении с забойным двигателем – невращающейся бурильной колонны. Характерной особенностью вращательного бурения является промывка

При бурении с забойным двигателем долото 1 привинчено к валу, а бурильная колонна – к корпусу двигателя 2. При работе двигателя вращается его вал с долотом, а бурильная колонна воспринимает реактивный момент вращения корпуса двигателя, который гасится невращающимся ротором (в ротор устанавливают специальную заглушку).

Буровой насос 20, приводящийся в работу от двигателя 21, нагнетает буровой раствор по манифольду (трубопроводу высокого давления) 19 в стояк - трубу 17, вертикально установленную в правом углу вышки, далее в гибкий буровой шланг (рукав) 14, вертлюг 10 и в бурильную колонну. Дойдя до долота, промывочная жидкость проходит через имеющиеся в нем отверстия и по кольцевому пространству между стенкой скважины и бурильной колонной поднимается на поверхность. Здесь в системе емкостей 18 и очистительных механизмах (на рисунке не показаны) буровой раствор очищается от выбуренной породы, затем поступает в приемные емкости 22 буровых насосов и вновь закачивается в скважину.

В настоящее время применяют три вида забойных двигателей – турбобур, винтовой двигатель и электробур (последний применяют крайне редко).

При бурении с турбобуром или винтовым двигателем гидравлическая энергия потока бурового раствора, двигающегося вниз по бурильной колонне, преобразуется в механическую на валу забойного двигателя, с которым соединено долото.

При бурении с электробуром электрическая энергия подается по кабелю, секции которого смонтированы внутри бурильной колонны и преобразуется электродвигателем в механическую энергию на валу, которая непосредственно передается долоту.

По мере углубления скважины бурильная колонна, подвешенная к полиспастной системе, состоящей из кронблока (на рисунке не показан), талевого блока 12, крюка 13 и талевого каната11, подается в скважину. Когда ведущая труба 15 войдет в ротор 16 на всю длину, включают лебедку, поднимают бурильную колонну на длину ведущей трубы и подвешивают бурильную колонну с помощью клиньев на столе ротора. Затем отвинчивают ведущую трубу 15 вместе с вертлюгом 10 и спускают ее в шурф (обсадную трубу, заранее установленную в специально пробуренную наклонную скважину) длиной, равной длине ведущей трубы. Скважина под шурф бурится заранее в правом углу вышки примерно на середине расстояния от центра до ее ноги. После этого бурильную колонну удлиняют (наращивают), путем привинчивания к ней двухтрубной или трехтрубной свечи (двух или трех свинченных между собой бурильных труб), снимают ее с клиньев, спускают в скважину на длину свечи, подвешивают с помощью клиньев на стол ротора, поднимают из шурфа ведущую трубу с вертлюгом, привинчивают ее к бурильной колонне, освобождают бурильную колонну от клиньев, доводят долото до забоя и продолжают бурение.

Для замены изношенного долота поднимают из скважины всю бурильную колонну, а затем вновь спускают ее. Спуско-подъемные работы ведут также с помощью полиспастной системы. При вращении барабана лебедки талевый канат наматывается на барабан или сматывается с него, что и обеспечивает подъем или спуск талевого блока и крюка. К последнему с помощью штропов и элеватора подвешивают поднимаемую или спускаемую бурильную колонну.

При подъеме БК развинчивают на свечи и устанавливают их внутри вышки нижними концами на подсвечники, а верхние заводят за специальные пальцы на балконе верхового рабочего. Спускают БК в скважину в обратной последовательности.

Таким образом процесс работы долота на забое скважины прерывается наращиванием бурильной колонны и спуско-подъемными операциями (СПО)для смены изношенного долота.

Как правило, верхние участки разреза скважины представляют собой легкоразмываемые отложения. Поэтому пред бурением скважины сооружают ствол (шурф) до устойчивых пород (3-30 м) и в него спускают трубу 7 или несколько свинченных труб (с вырезанным окном в верхней части) длиной на 1-2 м больше глубины шурфа. Затрубное пространство цементируют или бетонируют. В результате устье скважины надежно укрепляется.

К окну в трубе приваривают короткий металлический желоб, по которому в процессе бурения буровой раствор направляется в систему емкостей 18 и далее, пройдя через очистительные механизмы (на рисунке не показаны), поступает в приемную емкость 22 буровых насосов.

Трубу (колонну труб) 7, установленную в шурфе, называют направлением. Установка направления и ряд других работ, выполняемых до начала бурения, относятся к подготовительным. После их выполнения составляют акт о вводе в эксплуатацию буровой установки и приступают к бурению скважины.

Пробурив неустойчивые, мягкие, трещиноватые и кавернозные породы, осложняющие процесс бурения (обычно 400-800 м), перекрывают эти горизонты кондуктором 4 и цементируют затрубное пространство 3 до устья. При дальнейшем углублении могут встретиться горизонты, также подлежащие изоляции, такие горизонты перекрываются промежуточными (техническими) обсадными колоннами.

Пробурив скважину до проектной глубины, спускают и цементируют эксплуатационную колонну (ЭК).

После этого все обсадные колонны на устье скважины обвязывают друг с другом, применяя специальное оборудование. Затем против продуктивного пласта в ЭК и цементном камне пробивают несколько десятков (сотен) отверстий, по которым в процессе испытания, освоения и последующей эксплуатации нефть (газ) будут поступать в скважину.

Сущность освоения скважины сводится к тому, чтобы давление столба бурового раствора, находящегося в скважине, стало меньше пластового. В результате создавшегося перепада давления нефть (газ) из пласта начнет поступать в скважину. После комплекса исследовательских работ скважину сдают в эксплуатацию.

На каждую скважину заводится паспорт, где точно отмечаются ее конструкция, местоположение устья, забоя и пространственное положение ствола по данным инклинометрических измерений ее отклонений от вертикали (зенитные углы) и азимута (азимутальные углы). Последние данные особенно важны при кустовом бурении наклонно-направленных скважин во избежание попадания ствола бурящейся скважины в ствол ранее пробуренной или уже эксплуатирующейся скважины. Фактическое отклонение забоя от проектного не должно превышать заданных допусков.

Буровые работы должны выполняться с соблюдением законов об охране труда и окружающей природной среды. Строительство площадки под буровую, трасс для передвижения буровой установки, подъездных путей, линий электропередач, связи, трубопроводов для водоснабжения, сбора нефти и газа, земляных амбаров, очистных устройств, отвал шлама должны осуществляться лишь на специально отведенной соответствующими организациями территории. После завершения строительства скважины или куста скважин все амбары и траншеи должны быть засыпаны, вся площадка под буровую – максимально восстановлена (рекультивирована) для хозяйственного использования.

3. Классификация и структура построения автоматических установок пожаротушения.

Согласно нормативной документации, а именно, ГОСТ-12.2.047(27), под установкой пожаротушения понимается совокупность стационарных технических средств для тушения пожара за счет выпуска огнетушащих веществ. В общем случае они подразделяются на ручные и автоматические. Сегодня мы бы хотели рассказать об автоматических установках, отличительной особенностью которых является одновременное выполнение ими функций пожарной сигнализации, то есть обнаружения возгорания. Мы проведем их классификацию и обсудим преимущества и недостатки каждого вида. Общая схема классификации автоматических установок пожаротушения представлена на рисунке ниже.

Рисунок 1 Классификация автоматических установок пожаротушения

Соответственно, полное наименование автоматической установки пожаротушения должно звучать примерно так: «Модульная система порошкового пожаротушения по площади с автоматическим пуском».
Итак, классификация по типу огнетушащего вещества.

Российская Федерация

установить закладку

установить закладку

Материал актуален на 08.09.2014

Пожарная безопасность на объектах нефтегазового комплекса

Склады нефти и нефтепродуктов - это комплекс зданий, резервуаров и других сооружений, предназначенных для приема, хранения и выдачи нефти и нефтепродуктов.

К складам нефти и нефтепродуктов относятся: предприятия по обеспечению нефтепродуктами (нефтебазы); резервуарные парки и наливные станции магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов; товарно-сырьевые парки центральных пунктов сбора нефтяных месторождений, нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий; склады нефтепродуктов, входящие в состав промышленных, транспортных, энергетических, сельскохозяйственных, строительных и других предприятий и организаций (расходные склады) (пункт 3.39 СП 4.13130.2013 Системы противопожарной защиты. Ограничение распространения пожара на объектах защиты. Требования к объемно-планировочным и конструктивным решениям).

Так, например, при проектировании подземных и наземных резервуаров для нефти и нефтепродуктов и газгольдеров должна предусматриваться молниезащита (пункт 6.5.5 СП 4.13130.2013). РД 34.21.122-87 Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений утверждена Минэнерго СССР 12.10.87.

Категории складов для хранения нефти и нефтепродуктов установлены в таблице 14 . Склады нефти и нефтепродуктов I и II категорий независимо от размеров площадки должны иметь не менее двух выездов на автомобильные дороги общей сети или на подъездные пути склада или организации ().

Противопожарные расстояния от нефтепроводов, нефтепродуктопроводов до соседних объектов защиты установлены в .

Обвалования вокруг резервуаров с нефтью и нефтепродуктами, а также переезды через обвалования должны находиться в исправном состоянии. (пункт 352 ППР).

а) эксплуатация негерметичного оборудования и запорной арматуры;

б) эксплуатация резервуаров, имеющих перекосы и трещины, проемы или трещины на плавающих крышах, а также неисправные оборудование, контрольно-измерительные приборы, подводящие продуктопроводы и стационарные противопожарные устройства;

в) наличие деревьев и кустарников внутри обвалований;

г) установка емкостей (резервуаров) на основание, выполненное из горючих материалов;

д) переполнение резервуаров и цистерн;

е) отбор проб из резервуаров во время слива или налива нефти и нефтепродуктов;

ж) слив и налив нефти и нефтепродуктов во время грозы (пункт 354 ППР).

а) дыхательные клапаны и огнепреградители необходимо проверять в соответствии с технической документацией предприятий-изготовителей;

б) при осмотрах дыхательной арматуры необходимо очищать клапаны и сетки от льда, их отогрев производится только пожаробезопасными способами;

в) отбор проб и замер уровня жидкости в резервуаре необходимо производить при помощи приспособлений из материалов, исключающих искрообразование;

г) хранить жидкости разрешается только в исправной таре. Пролитая жидкость должна немедленно убираться;

д) запрещается разливать нефтепродукты, а также хранить упаковочный материал и тару непосредственно в хранилищах и на обвалованных площадках (пункт 353 ППР).

Противопожарные расстояния от резервуаров сжиженных углеводородных газов, размещаемых на складе организации, приведены в таблицах 17 и .

Противопожарные расстояния от резервуарных установок сжиженных углеводородных газов до объектов защиты установлены в таблицах 19 и .

Противопожарные расстояния от газопроводов, конденсатопроводов до соседних объектов защиты установлены в статье 74 Технического регламента о требованиях пожарной безопасности . При установке 2 резервуаров сжиженных углеводородных газов единичной вместимостью по 50 кубических метров противопожарные расстояния до зданий и сооружений (жилых, общественных, производственных), не относящихся к газонаполнительным станциям, допускается уменьшать для надземных резервуаров до 100 метров, для подземных - до 50 метров. Противопожарные расстояния от надземных резервуаров до мест, где одновременно могут находиться более 800 человек (стадионов, рынков, парков, жилых домов), а также до границ земельных участков детских дошкольных общеобразовательных учреждений, образовательных учреждений и лечебных учреждений стационарного типа следует увеличить в два раза по сравнению с расстояниями, указанными в таблице 20 (противопожарные расстояния от резервуарных установок сжиженных углеводородных газов до объектов защиты), независимо от количества мест.

Указанные Правила содержат:

• требования пожарной безопасности при эксплуатации объектов обустройства газовых и нефтяных месторождений (бурение, добыча и эксплуатация скважин, первичная переработка, хранение и транспортировка продукции скважин) (раздел IV ВППБ 01-04-98);
• требования пожарной безопасности основных производственных процессов предприятий газовой промышленности (раздел V ВППБ 01-04-98);
• требования пожарной безопасности при транспортировке газа (раздел VI ВППБ 01-04-98);
• требования пожарной безопасности к кустовым базам и газонаполнительным станциям сжиженного газа (КБСГ и ГНС) (раздел VII ВППБ 01-04-98).

Для ограничения распространения пожара на производственном объекте с нефтепродуктами или газами необходимо соблюдать следующие требования пожарной безопасности ():

• резервуарные парки производственного объекта с нефтепродуктами, сжиженными горючими газами должны располагаться на более низких отметках по отношению к зданиям и сооружениям производственного объекта и должны быть обнесены (с учетом рельефа местности) продуваемой оградой из негорючих материалов (в случаях размещения надземных резервуаров с легковоспламеняющимися и горючими жидкостями на более высоких по отношению к соседним зданиям и сооружениям отметках должны быть предусмотрены меры по предотвращению растекания разлившейся жидкости к указанным зданиям и сооружениям при авариях на резервуарах) (см. также пункт 3.6 СНиП II-89-80*);
• размещение наружных сетей с горючими жидкостями и газами под зданиями и сооружениями производственного объекта не допускается (см. также пункт 4.5 СНиП II-89-80 *);
• по периметру площадок производственных объектов хранения нефтепродуктов в таре должно быть предусмотрено устройство замкнутого земляного обвалования или ограждающей стены из негорючих материалов; замкнутое земляное обвалование или ограждающая стена из негорючих материалов должны быть предусмотрены по периметру отдельно стоящих резервуаров каждой группы надземных резервуаров и рассчитаны на гидростатическое давление разлившейся жидкости (земляное обвалование подземных резервуаров следует предусматривать только при хранении в этих резервуарах нефти и мазутов) (см. также пункты 3.6 -3.9 СНиП 2.11.03-93);
• на территории производственного объекта размещение надземных сетей трубопроводов с горючими жидкостями и газами запрещается для:

1) транзитных внутриплощадочных трубопроводов с горючими жидкостями и газами - по эстакадам, отдельно стоящим колоннам и опорам из горючих материалов, а также по стенам и кровлям зданий, за исключением зданий I и II степеней огнестойкости;

2) трубопроводов с горючими жидкостями и газами - в галереях, если смешение этих продуктов может вызвать пожар или взрыв;

3) трубопроводов с горючими жидкостями и газами - по сгораемым покрытиям и стенам, по покрытиям и стенам зданий категорий А и Б по взрывопожарной опасности и пожарной опасности;

4) газопроводов горючих газов - по территории складов твердых и жидких горючих материалов.

Противопожарные требования при транспортировании пожаровзрывоопасных и пожароопасных веществ и материалов установлены разделом XII ППР (пункты 289 -).

Требования к транспортным средствам для перевозки нефтепродуктов содержатся в разделе 1.18 ТР ТС 018/2011. Технический регламент Таможенного союза. О безопасности колесных транспортных средств .

На территории АЗС не допускается:

• проводить без согласования с руководством объекта какие-либо работы, не связанные с приемом или отпуском нефтепродуктов;
• курить и пользоваться открытым огнем;
• мыть руки, стирать одежду и протирать полы помещения легковоспламеняющимися жидкостями;
• присутствие посторонних лиц, не связанных с заправкой или сливом нефтепродуктов.

На АЗС запрещается:

• заправлять тракторы на резиновом ходу, у которых отсутствуют искрогасители, и гусеничные тракторы;
• заправлять автомобили, кроме легковых, в которых находятся пассажиры (пункт 3.8.19 ПОТ Р М-021-2002).

Запрещается въезд на территорию резервуарных парков автомобилей, тракторов, мотоциклов и другого транспорта, не оборудованного специальными искрогасителями (пункт 3.1.1.3 ПОТ Р М-021-2002).

Противопожарные расстояния от автозаправочных станций с подземными резервуарами для хранения жидкого топлива до границ земельных участков дошкольных образовательных организаций, общеобразовательных организаций, общеобразовательных организаций с наличием интерната, лечебных учреждений стационарного типа должны составлять не менее 50 метров. (пункт 5 статьи 71 Технического регламента о требованиях пожарной безопасности , пункт 6.42 СНиП 2.07.01-89 *).

Противопожарные требования к автозаправочным станциям содержатся в разделе XVII ППР (пункты 438 -

Пенообразователи для тушения нефти и нефтепродуктов

При выборе пенообразователь для тушения нефти и нефтепродуктов следует руководствоваться Порядком применения пенообразователей для тушения пожаров (рекомендации), утвержденным приказом МЧС России от 27.08.2007 , и ГОСТ Р 53280.2-2010. Национальный стандарт Российской Федерации. Установки пожаротушения автоматические. Огнетушащие вещества. Часть 2. Пенообразователи для подслойного тушения пожаров нефти и нефтепродуктов в резервуарах. Общие технические требования и методы испытаний , утвержденным приказом Ростехрегулирования от 29.04.2010 N 68-ст .

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

1.2 Общие требования правил пожарной безопасности на предприятии нефтяной промышленности

1.3 Система мероприятий по обеспечению пожарной безопасности предприятий нефтяной промышленности

2. Тушение пожара на предприятях нефтяной промышленности

2.1 Алгоритм действий должностных лиц и персонала при возникновении пожара на предприятии нефтяной промышленности

2.2 Причины возникновения пожара на предприятиях по добыче, хранении, переработке нефти

2.3 Возможные пути распространения пожара на предприятии нефтяной промышленности

3. Обеспечение пожарной безопасности (Нефтебаза «СМНП «Козьмино»)

3.4 Возможные пути распространения пожара на нефтебазе

3.6 Требование правил охраны труда и меры безопасности

Заключение

Список литературы

Приложения

Введение

Наибольшее значение в топливной промышленности страны принадлежит трем отраслям: нефтяной, газовой и угольной, из которых особо выделяется нефтяная.

Нефтяная промышленность России в последние годы переживает глубокий спад. Добыча нефти и газового конденсата сократилась. При этом отрасль продолжает обеспечивать как внутренние потребности страны, так и экспорт. Несмотря на современное кризисное состояние нефтяной промышленности Россия остается одним из крупнейших в мире производителей, потребителей и экспортеров нефти и продолжает сохранять важные позиции на мировом рынке, занимая третье место в мире по добыче нефти.

В настоящее время такой вид топлива, как нефть, имеет уникальное и огромное значение. Нефтяная промышленность -- это крупный народнохозяйственный комплекс, который живет и развивается по своим закономерностям. Нефть -- наше национальное богатство, источник могущества страны, фундамент ее экономики.

Велика роль нефти и в политики. Регулирование поставок нефти в страны ближнего зарубежья является, по сути дела, важным аргументом в диалоге с новыми государствами.

Значение нефти в народном хозяйстве велико: это сырье для нефтехимии в производстве синтетического каучука, спиртов, полиэтилена, широкой гаммы различных пластмасс и готовых изделий из них, искусственных тканей; источник для выработки моторных топлив (бензина, керосина, дизельного и реактивных топлив), масел и смазок, а также котельного печного топлива (мазут), строительных материалов (битумы, гудрон, асфальт); сырье для получения ряда белковых препаратов, используемых в качестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста.

Россия -- единственная среди крупных промышленно развитых стран мира, которая не только полностью обеспечена нефтью, но и в значительной мере экспортирует топливо. Велика ее доля в мировом балансе топливно- энергетических ресурсов, например по разведанным запасам нефти -- около 10%.

Для России, как и для большинства стран-экспортеров, нефть -- один из важнейших источников валютных поступлений. Удельный вес экспорта нефти и нефтепродуктов в общей валютной выручке страны составляет приблизительно 27%. Роль нефтяного комплекса России как источника бюджетных поступлений постоянно растет. На экспорт поставляются 2/5 добываемой в стране нефти и 1/3 от производимых нефтепродуктов.

пожар безопасность нефтяной

1. Пожарная безопасность предприятий нефтяной промышленности

1.1 Краткое описание основных технологических процессов

В России основные объёмы сырой нефти, поставляемой на переработку, поступают на НПЗ от добывающих объединений по магистральным нефтепроводам. Небольшие количества нефти, а также газовый конденсат, поставляются по железной дороге. В государствах-импортёрах нефти, имеющих выход к морю, поставка на припортовые НПЗ осуществляется водным транспортом.

Принятое на завод сырьё поступает в соответствующие емкости товарно-сырьевой базы, связанной трубопроводами со всеми технологическими установками НПЗ. Количество поступившей нефти определяется по данным приборного учёта, или путём замеров в сырьевых емкостях.

Процесс переработки нефти можно разделить на 3 основных этапа:

Разделение нефтяного сырья на фракции, различающиеся по интервалам температур кипения (первичная переработка) ;

Переработка полученных фракций путем химических превращений содержащихся в них углеводородов и выработка компонентов товарных нефтепродуктов (вторичная переработка);

Смешение компонентов с вовлечением, при необходимости, различных присадок, с получением товарных нефтепродуктов с заданными показателями качества (товарное производство).

Продукцией НПЗ являются моторные и котельные топлива, сжиженные газы, различные виды сырья для нефтехимических производств, а также, в зависимости от технологической схемы предприятия - смазочные, гидравлические и иные масла, битумы, нефтяные коксы, парафины. Исходя из набора технологических процессов, на НПЗ может быть получено от 5 до более, чем 40 позиций товарных нефтепродуктов.

Нефтепереработка - непрерывное производство, период работы производств между капитальными ремонтами на современных заводах составляет до 3-х лет. Функциональной единицей НПЗ является технологическая установка - производственный объект с набором оборудования, позволяющего осуществить полный цикл того или иного технологического процесса.

1.2 Общие требования правил пожарной безопасности предприятий нефтяной промышленности

Ограничение массы и объёма горючих веществ и материалов, а также наиболее безопасный способ их размещения достигается устройством аварийного слива ЛВЖ и аварийного стравливания горючих газов из аппаратуры; периодической очистки территории, на которой расположен объект, аппаратуры от горючих отходов и отложений пыли; удаление пожароопасных отходов производства. Система аварийного слива из аппаратов должны поддерживаться в исправном состоянии.

Для предотвращения распространения пламени устанавливаются на указательных и стравливающих линиях аппаратов и резервуарах, а также на трубопроводах огнепреградители. Необходимо регулярно проверять исправность огнепреградителей и производить чистку их огнегасящей насадки, а также контролировать исправность мембранных клапанов. Сроки проверки указаны в цеховой инструкции согласно нормативной документации на данные устройства.

Предотвращение образования горючей среды обеспечивается автоматизацией технологического процесса, а также применением устройств защиты производственного оборудования с горючими веществами от повреждений и аварий, установкой отключающих, отсекающих и других устройств (газоанализаторы, огнепреградители, предохранительные клапана, а также аварийный слив). Предохранительные клапаны должны быть окрашены в красный цвет. Не допускается их загромождение.

Для всего оборудования, в котором используется ЛВЖ, устраиваются отбортовки, не допускающие растекание жидкости.

Система противопожарной защиты, как правило, включается в общую систему управления технологическим процессом. Формирование сигналов для её срабатывания должно базироваться на регламентированных предельно допустимых значениях параметров, определяемых свойствами обращающихся веществ и характером процесса. Учитывая, что данный объект III категории, то для систем противопожарной защиты предусматривается применение средств автоматики. Учитывая то, блоки на объекте имеют Qв<10, то применяются автоматические средства контроля и ручного регулирования.

Подъезды и подходы к пожарным водоемам, резервуарам и гидрантам должны быть постоянно свободными, содержаться в исправном состоянии, а зимой быть очищенными от снега и льда. О закрытии дорог или проездов для их ремонта или по другим причинам, препятствующим проезду пожарных машин, необходимо немедленно сообщать в подразделения пожарной охраны. На период закрытия дорог в соответствующих местах должны быть установлены указатели направления объезда или устроены переезды через ремонтируемые участки и подъезды к водоисточникам. У места расположения пожарного гидранта должен быть расположен световой или флуоресцентный указатель с нанесенным буквенным индексом ПГ, цифровыми значениями расстояния в м от указателя до гидранта и внутреннего диаметра трубопровода в мм.

Противоаварийные автоматические системы

Для контроля за состоянием воздушной среды в производственных и складских помещениях установлены автономные газоанализаторы. Для производственных помещений предусмотрен автоматический контроль загазованности с устройством с устройством световой и звуковой сигнализации о повышении нормативных значений.

Надёжность противоаварийной автоматической защиты равна 0,9 за 1000 часов. Деблокирующие ключи в схемах ПАЗ объекта с блоками допускается использовать только для пуска, остановки или переключения. Ключи устанавливаются у выходов из всех помещений, имеющих взрывоопасные концентрации.

Для контроля загазованности на наружных резервуарах предусмотрены средства автоматического газового контроля с сигнализацией и регистрацией случаев превышения допустимых значений. Оборудование, используемое в технологическом процессе (бак-хранилище, бисерные мельницы, смесители первой и второй степени, центрифуги), должны соответствовать показателям взрывоопасности среды. Предельная степень заполнения баков-хранилищ указана в технологическом регламенте. Соблюдение установленного предела заполнения обеспечивается системой автоматического регулирования.

Единая автоматизированная система управления пожаротушением (АСУ ПТ) выполнена на базе самостоятельной автономной микропроцессорной системы.

Первичные средства пожаротушения должны содержаться в соответствии с их паспортными данными. Не допускается использование средств пожаротушения, не имеющих соответствующих сертификатов.

Для размещения первичных средств пожаротушения, как правило, должны устанавливаться специальные пожарные щиты.

Пожарные щиты, а также отдельные виды первичных средств пожаротушения следует устанавливать на территории или в помещениях на видных и легкодоступных местах, по возможности ближе к выходам из помещений.

Огнетушители допускается использовать для тушения только тех классов пожаров, которые указаны в инструкциях (паспортах) предприятий-изготовителей.

Ручные огнетушители должны размещаться путем:

* навески на вертикальные конструкции на высоте не более 1,5 м от уровня пола до нижнего торца огнетушителя и на расстоянии от двери, достаточном для ее полного открывания;

* установки в пожарные шкафы совместно с пожарными кранами, в специальные тумбы или на пожарные щиты и стенды.

Огнетушители, размещаемые вне помещений или в неотапливаемых помещениях и не предназначенные для эксплуатации при отрицательных температурах, на холодный период следует убирать в отапливаемые помещения. В этих случаях на пожарных щитах и стендах должна помещаться информация о месте расположения ближайшего отапливаемого помещения, где хранятся огнетушители.

При наличии искусственных пожарных водоемов необходимо:

* следить за уровнем воды в водоемах и при обнаружении утечки воды немедленно принимать меры к ремонту водоемов и заполнению их водой;

* обеспечить сохранность и исправное состояние водозаборных устройств;

* не допускать засорение водоемов посторонними предметами.

Пожарные краны внутреннего противопожарного водопровода должны быть укомплектованы рукавами и стволами. Пожарные рукава должны быть сухими и хорошо скатанными (уложенными) в двойную скатку или «гармошку». Пожарный рукав должен быть присоединен к крану и стволу. Необходимо не реже одного раза в шесть месяцев производить перемотку рукавов на новую скатку.

Технологическое оборудование, предназначенное для работы с ГГ, СГГ, ЛВЖ и ГЖ, должно быть герметизировано.

Запрещается эксплуатировать оборудование с наличием утечек. При обнаружении утечек ГГ, СГГ, ЛВЖ и ГЖ из технологического оборудования необходимо немедленно принять меры по ликвидации неисправностей.

Для каждого резервуара, железнодорожной и автомобильной цистерны, а также тары для транспортирования и хранения нефтепродуктов должен быть установлен максимальный предел заполнения.

Запрещается указанное технологическое оборудование наполнять СГГ, ЛВЖ и ГЖ выше установленного максимального предела заполнения. Предельное заполнение технологического оборудования должно, как правило, обеспечиваться системой автоматического контроля и отключения.

Назначение ответственных лиц на предприятии нефтяной промышленности

Ответственность за состояние пожарной безопасности нефтяной промышленности, за содержание в исправном состоянии средств пожарной защиты, использование пожарной техники по прямому назначению, а также за выполнение предписаний и предложений органов «Государственного пожарного надзора» возлагается персонально на руководителей этого предприятия.

Ответственность за пожарную безопасность отдельных объектов (цехов, лабораторий, складов, мастерских и других производственных участков) несут руководители объектов или исполняющие их обязанности, которые назначаются приказами руководителя предприятия.

Вновь поступающие на предприятие рабочие или переведенные на работу другой специальности могут быть допущены к самостоятельной работе только после прохождения ими инструктажа по технике безопасности, противопожарной безопасности и после стажировки на рабочем месте по этой специальности.

Вводный инструктаж должен предусматривать общие вопросы безопасности, установленные для данного предприятия, правила внутреннего распорядка, общие правила по технике безопасности, охране труда и пожарной безопасности, а также газобезопасности.

Исправность предохранительной, регулирующей и запорной арматуры, установленной на трапах, сепараторах и других аппаратах и на трубопроводах, должна периодически проверяться в соответствии с графиком, утвержденным администрацией предприятия и под руководством ответственного работника.

1.3 Система мероприятий по обеспечению пожарной безопасности на предприятии нефтяной промышленности

Система мероприятий по обеспечению пожарной безопасности на предприятии нефтяной промышленности складывается из трех основных групп:

Мероприятия по установлению противопожарного режима.

Мероприятия по определению и поддержанию надлежащего противопожарного состояния во всех сооружениях, помещениях, участках, площадках, отдельных местах и точках.

Мероприятия по контролю, надзору за выполнением правил пожарной безопасности при эксплуатации, ремонте, обслуживании, сооружений, помещений, оборудования, инвентаря и т. п.

Противопожарный режим включает:

регламентирование или установление порядка проведения временных огневых и других пожароопасных работ;

оборудование специальных мест для курения или полный запрет курения;

определение порядка обесточивания электрооборудования в случае пожара;

установление порядка уборки горючих отходов, пыли, промасленной ветоши, специальной одежды в мастерских по ремонту и обслуживанию автомобильной и другой техники;

определение мест и допустимого количества взрывопожароопасных веществ, единовременно находящихся в помещениях, на складах;

установление порядка осмотра и закрытия помещений после окончания работы;

определение действий персонала, работников при обнаружении пожара;

установление порядка и сроков прохождения противопожарного инструктажа и занятий по пожарно-техническому минимуму;

запрет на выполнение каких-либо работ без проведения соответствующего инструктажа.

Поддержание надлежащего противопожарного состояния предполагает:

приобретение и сосредоточение в установленных местах соответствующего количества первичных средств пожаротушения;

оборудование зданий, помещений автоматической системой сигнализации и пожаротушения;

поддержание в исправном состоянии пожарных кранов, гидрантов, оснащение их необходимым количеством пожарных рукавов и стволов;

поддержание чистоты и порядка на закрепленных территориях;

поддержание наружного освещения на территории в темное время суток;

оборудование учреждения системой оповещения людей о пожаре, включающей световую, звуковую, визуальную сигнализацию;

поддержание дорог, проездов и подъездов к зданиям, сооружениям, складам, наружным пожарным лестницам и водоисточникам, используемым для пожаротушения, всегда свободными для проезда пожарной техники;

своевременное выполнение работ по восстановлению разрушений огнезащитных покрытий строительных конструкций, горючих отделочных и теплоизоляционных материалов, металлических опор оборудования;

поддержание в исправном состоянии прямой телефонной связи с ближайшим подразделением пожарной охраны или центральным пунктом пожарной связи населенных пунктов;

недопущение установки глухих решеток на окнах и приямках у окон подвалов;

поддержание в исправном состоянии сети противопожарного водопровода и др.

Надзор и контроль за выполнением правил пожарной безопасности состоит из следующих мероприятий:

проведение ответственными за обеспечение пожарной безопасности должностными лицами плановых и внеплановых проверок по оценке противопожарного состояния и соблюдения установленного противопожарного режима в функциональных подразделениях;

своевременное представление контрольно-измерительных приборов противопожарного оборудования и инвентаря для градуировки в органы метрологической службы;

представление государственным инспекторам по пожарному надзору для обследования и оценки, принадлежащих учреждению производственных, административно-хозяйственных зданий, сооружений, помещений в порядке, установленном законодательством РФ.

Непосредственное выполнение мероприятий по установлению и поддержанию противопожарного режима, по определению и поддержанию соответствующего противопожарного состояния на конкретных участках возлагается на руководителей функциональных подразделений.

2. Тушение пожара на предприятиях нефтяной промышленности

2.1 Алгоритм действий должностных лиц и персонала при возникновении пожара

Если на предприятии не удалось избежать пожара, необходимо следовать твердо установленному порядку действий при пожаре.

Руководитель предприятия, сотрудники и обслуживающий персонал в случае возникновения пожара или его признаков (дыма, запаха горения или тления различных материалов и т. п.), а также каждый гражданин обязаны:

немедленно сообщить о пожаре по телефону в пожарную охрану (при этом необходимо назвать адрес объекта, место возникновения пожара, а также сообщить свою фамилию);

принять по возможности меры по эвакуации людей, тушению пожара и сохранности материальных ценностей.

Прибывшие к месту пожара обязаны:

продублировать сообщение о возникновении пожара в пожарную охрану, четко назвав адрес учреждения, по возможности место возникновения пожара, что горит и чему пожар угрожает (в первую очередь - какова угроза для людей), а также сообщить свою должность и фамилию, номер телефона, дать сигнал тревоги.

принять немедленные меры по организации эвакуации людей;

проверить включение в работу (или привести в действие) автоматических систем противопожарной защиты (оповещения людей о пожаре, пожаротушения, противодымной защиты);

при необходимости отключить электро- и газоснабжение (за исключением систем противопожарной защиты), остановить работу транспортирующих устройств, агрегатов, аппаратов, перекрыть сырьевые, газовые, паровые и водяные коммуникации, выполнить другие мероприятия, способствующие предотвращению распространения пожара и задымления;

прекратить все работы (если это допустимо по технологическому процессу производства), кроме работ, связанных с мероприятиями по ликвидации пожара;

удалить за пределы опасной зоны всех работников, не участвующих в тушении пожара;

осуществить общее руководство по тушению пожара (с учетом специфических особенностей объекта) до прибытия подразделения пожарной охраны;

обеспечить соблюдение требований безопасности работниками, принимающими участие в тушении пожара;

организовать встречу подразделений пожарной охраны и оказать помощь в выборе кратчайшего пути для подъезда к очагу пожара.

По прибытии пожарного подразделения руководитель объекта (или лицо, его замещающее) обязан четко проинформировать руководителя тушения пожара о конструктивных и технологических особенностях объекта, прилегающих строений и сооружений; о наличии и местах хранения ядовитых и взрывчатых веществ, установок, не подлежащих отключению по специальным требованиям, для чего он должен иметь списки с указанием количества этих веществ и числа установок, и т.д., а также организовать привлечение сил и средств объекта к осуществлению необходимых мероприятий, связанных с ликвидацией пожара и предупреждением его распространения.

По прибытии первых пожарных подразделений немедленно организовать охлаждение горящих и соседних с ним резервуаров. Кроме охлаждения стенок соседних с горящими резервуарами предусмотреть подачу воды из лафетных стволов на охлаждение их дыхательных клапанов.

По мере прибытия основных сил и средств провести их расстановку согласно оперативного плана тушения пожара и сложившейся на пожаре обстановки.

Подготовку и проведение пенной атаки проводить в первую очередь для того резервуара, который является наиболее опасным в плане дальнейшего развития пожара. При одинаковой опасности горящих резервуаров тушение следует начинать с резервуара находящегося с наветренной стороны.

При тушении резервуаров с бензином, дизельным топливом и другими горючими жидкостями, при горении которых не может возникнуть опасность вскипания или выброса и отсутствии повреждений стенок резервуаров, все горящие резервуары следует считать равноопасными.

При тушении резервуаров с мазутом, нефтью и другими горючими жидкостями, при горении которых существует опасность вскипания и выброса, подготовку и проведение пенной атаки следует начинать с резервуара, который наиболее опасен. При равной опасности резервуаров тушение начинать с резервуара, находящегося с наветренной стороны.

По окончании тушения одного резервуара и передислокации техники для тушения другого горящего резервуара, на первом потушенном резервуаре необходимо продолжать охлаждение стенок во избежание повторного воспламенения и оставить резервные средства для подачи пены в него для того, чтобы при возникновении опасности повторного воспламенения подать дополнительное количество огнетушащего вещества.

Для охлаждения двух и более горящих резервуаров, находящихся в одной группе, следует использовать в основном лафетные стволы, установленные на обваловании.

Для охлаждения соседних с горящими резервуаров, находящихся в одной группе же следует использовать лафетные стволы, установленные на обваловании.

Охлаждение резервуаров, находящихся в соседних группах, если им угрожает опасность от горящих резервуаров можно проводить стволами А (РС-70) со снятыми спрысками или лафетными стволами. В любом случае следует предусматривать необходимость их охлаждения, для чего требуется провести предварительное развертывание без подачи воды с использованием резерва.

2.2 Причины возникновения пожара на предприятиях по добычи, хранении, переработки нефти

Возникновение пожара в резервуаре, как показывает практика, начинается либо со взрыва паровоздушной смеси в объеме резервуара, не занятом жидкостью, либо с возникновения факельного горения в местах выхода из емкости в атмосферу паров хранимых в ней горючих жидкостей.

Источниками зажигания могут являться:

Открытое пламя, которое может возникать при производстве газосварочных работ или при нарушении правил пожарной безопасности;

искры или брызги расплавленного металла, возникающие при производстве электро- и газосварочных работ, а также при резке металлов газом или абразивными кругами;

фрикционные искры, образующиеся при ударах или трении металлических частей друг о друга;

искры, образовавшиеся при ударах и трении алюминия о ржавое железо, которые могут поджигать практически любые горючие смеси, что объясняется образованием термита сгорающего при высокой температуре 35000С

разряды статического электричества и атмосферного электричества;

самовозгорание пирофорных отложений на стенках резервуаров.

Основными показателями характеризующими пожарную опасность нефти и нефтепродуктов являются:

нижний и верхний концентрационные пределы распространения пламени;

температурные пределы распространения пламени;

температуры вспышки;

температуры воспламенения;

температуры самовоспламенения.

При бурении нефтяных и газовых скважин и добыче нефти и газа возможно образование взрывоопасных смесей нефтяных паров и газов с воздухом, что при наличии источника воспламенения может привести к взрывам и пожарам.

Возможные варианты возникновения и развития пожара в группе резервуаров

Возникновение и развитие пожара в одном резервуаре может повлечь за собой переход его на соседние резервуары в группе. При этом возможны следующие варианты перехода горения от аварийного резервуара на соседние:

возникновение факельного горения на дыхательной арматуре, местах крепления пенокамер, в местах трещин на крыше соседних резервуаров от теплового излучения или омывания пламенем при сильном ветре;

воспламенение разлива нефти или нефтепродукта в обваловании горящего резервуара;

воспламенение проливов нефтепродуктов в обваловании соседних РВС от теплового излучения;

взрыв в соседнем резервуаре, если концентрация паровоздушной смеси в нем находится между значениями нижнего и верхнего концентрационных пределов распространения пламени;

разлив и горение нефтепродукта в обваловании в результате вскипания или выброса его из горящего резервуара;

разлив и горение нефтепродукта при полном разрушении горящего резервуара с образованием гидродинамической волны, которая может привести к разрушению.

К основным причинам пожара и загорания в нефтяной промышленности относятся следующие:

нарушение технологического процесса и неисправность оборудования;

неосторожное обращение с огнем и бытовыми электроприборами;

короткое замыкание электрических проводов и перегрев электрооборудования;

нарушение правил пожарной безопасности при производстве электрогазосварочных и

других огневых работ.

Нарушение элементарных требований обращения с огнем на территории объектов с лужами нефти, заброшенными водяными амбарами или скважинами с пленкой нефти на поверхности воды, свалками мусора приводит к возникновению на небольших участках кратковременных загораний и пожаров, которые могут перейти в большие.

Электроустановки могут явиться причиной пожаров или взрывов в случае аварий, в результате которых возникают тепловые импульсы в виде электрической дуги, искрения, либо перегрева проводника до температуры, вызывающей возгорание каких-либо веществ, либо воспламенение смесей горючих паров или газов с воздухом.

На объектах нефтяной промышленности в большинстве случаев причинами пожаров являются короткие замыкания и перегрузки сети и электрооборудования.

2.3 Возможные пути распространения пожара

Пожары на нефтеперерабатывающих заводах протекают в сложных условиях с быстрым распространением огня на соседние аппараты и участки, и, зачастую, принимают характер катастрофы с огромным материальным ущербом. Наличие больших объемов легковоспламеняющихся и горючих жидкостей приводит к тому, что пожар на установке может принять значительные размеры. Условиями распространения горения являются: разливы по территории горючих и легковоспламеняющихся жидкостей; разветвленная сеть промышленной канализации при неэффективности гидравлических затворов в колодцах; отсутствие аварийных сливов из емкостных аппаратов, линий стравливания газовоздушных смесей из аппаратов; разветвленная сеть трубопроводов при отсутствии на них гидравлических затворов. При пожаре возможен взрыв, так как имеет место образование взрывоопасных концентраций в них. Испарение паров легковоспламеняющихся жидкостей и газов будет создавать газовоздушную смесь, которая при ветреной погоде будет перемещаться к возможному очагу пожара.

2.4 Разведка пожара, организация эвакуации

Разведка в зоне ЧС является комплексом мероприятий, проводимый органами управления и Службой ЧС по сбору, обобщению, изучению данных о состоянии и обстановки в районах аварий, катастроф, а также на участках и объектах проведения аварийно-спасательных и других неотложных работ.

Пожарная разведка должна:

определить виды, параметры и границы очагов пожара, скорость и направление распространения огня в очагах пожаров;

оценить степень загазованности и задымления в очагах пожаров;

определить пожарную обстановку на маршрутах движения сил ликвидации ЧС;

выявить потенциально-опасные объекты, находящиеся под угрозой взрыва в связи с близостью к очагам пожаров;

определить состояние систем противопожарного водоснабжения.

Разведка ведется, как правило, путем объезда (обхода) зараженного района по маршрутам (направлениям), заранее намеченным (изученным) по схеме (плану) объекта. В первую очередь определяется зараженность воздуха и местности, а также мощность дозы измерения в местах укрытия (расположения) людей, а также на дорогах, ведущих к очагу поражения. После разведки мест расположения людей, водоисточников и складов готовой продукции производится разведка всего очага комбинированного поражения и осуществляется, контроль за снижением степени зараженности местности и воздуха до значений, позволяющих снимать СИЗ и выводить людей.

Планирование, организация и проведение эвакуации населения непосредственно возлагается на эвакуационные комиссии, органы управления ГО и ЧС муниципальных образований и организации, расположенные в зонах возможного возникновения ЧС.

Планирование эвакуационных мероприятий осуществляется во взаимодействии со службами гражданской обороны муниципальных образований, а также организациями по вопросам выделения сил и средств, предназначенных для организации и проведения эвакуационных мероприятий, первоочередного жизнеобеспечения пострадавшего населения, обмена информацией об обстановке, использования техники и другим вопросам.

2.5 Особенности тушения пожара нефтебазы

Специфика боевых действий подразделений ГПС по тушению пожаров в резервуарах и резервуарных парках, как правило, зависит от условий возникновения и развития пожара, к которым относятся:

образование "карманов", в которые не может быть подана пена;

образование прогретого слоя горючей жидкости толщиной 1 м и более;

низкая температура окружающей среды;

горение в обваловании;

одновременное горение двух и более резервуаров.

При наличии "карманов" необходимо провести специальные мероприятия, позволяющие обеспечить одновременную подачу огнетушащих средств как на открытую поверхность горючего, так и в область "кармана". Одним из способов обеспечения подачи пены в "карман" является проведение работ по вскрытию стенки горящего резервуара.

Специальные мероприятия проводятся по решению оперативного штаба.

Перед началом работ по вскрытию стенки необходимо провести мероприятия, исключающие или значительно уменьшающие опасность выброса и вскипания. Прогретый слой может быть ликвидирован при подаче пены с нормативной интенсивностью в течение 5-10 мин, а также различными видами перемешивания.

Разлившийся в обваловании нефтепродукт, а также участок возле резервуара, где будут проводиться огневые работы, следует покрыть слоем пены; пенные стволы держать в постоянной готовности.

Нижняя кромка отверстия должна располагаться выше уровня горючей жидкости не менее чем на 1 м (это положение определяется визуально по степени деформации стенки, выгоранию слоя краски). Газорезчик должен быть одет в теплоотражательный костюм. Баллоны с кислородом и горючим газом устанавливаются за пределами обвалования и защищаются от теплового воздействия. Шланги для подачи кислорода и горючего газа защищаются с помощью распыленных водяных струй.

Пенную атаку необходимо проводить одновременно с подачей стволов как на открытую поверхность, так и в "карман".

В отдельных случаях можно ликвидировать "карманы" путем закачки нефтепродукта (воды, если горит светлый нефтепродукт) или откачки его с последующим тушением.

Тушение пожара при низком уровне нефти или нефтепродукта под понтоном или плавающей крышей, лежащих на стойках, может быть достигнуто одним из следующих способов:

подачей пены на поверхность горючей жидкости через отверстия (окна), вырезанные в стенке резервуара под понтоном (плавающей крышей) выше уровня жидкости;

закачкой нефти или нефтепродукта (воды, если горит светлый нефтепродукт) поднять уровень продукта выше опорных стоек и осуществить тушение в обычном порядке.

В отдельных случаях для тушения пожара в замкнутом объеме резервуара можно использовать пар, инертные газы, если существует возможность их подачи, в комбинации с охлаждающими средствами тушения.

При горении нескольких резервуаров и недостатке сил и средств для их одновременного тушения все имеющиеся силы и средства необходимо сосредоточить на тушении одного резервуара, расположенного с наветренной стороны, или того, который больше всего угрожает соседним негорящим резервуарам.

Тушение пожаров в резервуарах в условиях низких температур усложняется тем, что, как правило, увеличивается время сосредоточения достаточных сил и средств для проведения пенной атаки.

Тушение темных нефтепродуктов, при горении которых образовался гомотермический (прогретый) слой значительной толщины, целесообразно осуществлять введением поочередно пенных стволов. Непосредственно перед пенной атакой территорию между пеноподъемниками и резервуаром покрыть слоем пены, а охлаждение горящего резервуара осуществлять из-за обвалования.

Кроме того, принять меры по защите пеноподъемников и рукавных линий водяными струями.

При этом РТП необходимо выполнить условие безопасности, которое выражается как:

Н р >3Н пр,

где Н р - высота свободной стенки резервуара, м; Н пр - толщина прогретого слоя горючей жидкости, м.

Величина Н пр определяется по формуле

где w -линейная скорость прогрева горючего, мЧч -1 ; t -время свободного горения, ч.

Несоблюдение этого условия может привести к переливу вспенившегося нефтепродукта через борт резервуара. В этом случае пену необходимо подавать из-за обвалования. При этом требуется обеспечить расчетное количество сил и средств для тушения пожара по площади обвалования.

Для предупреждения возможных выбросов при длительном горении нефти и темных нефтепродуктов необходимо принимать меры по удалению слоя донной (подтоварной) воды. Для этого могут быть использованы трубопроводы резервуара.

При угрозе выброса или вскипания на месте пожара сосредоточить необходимое количество бульдозеров, самосвалов, скреперов и другой необходимой техники.

3. Обеспечение пожарной безопасности (Нефтебаза «Смнп «Козьмино»)

3.1 Оперативно-тактическая характеристика объекта

Основным назначением ООО «СпецМорНефтеПорт Козьмино» является перевалка нефти с ЖД транспорта в наливной флот. Нефтебаза ООО «СпецМорНефтеПорт Козьмино» располагается в районе зал. Находка в южной части Партизанского района Приморского края. Прием и хранение нефти осуществляется в 7 резервуарах типа РВС по 50000 м3 резервуарного парка нефтебазы. Площадку сливной ЖД эстакады с резервуарным парком соединяет линейная часть - нефтепровод длиной 21,8 км. Подача нефти на площадку береговых сооружений на узел учета производится самотеком, без применения насосов.

Площадка представляет собой прямоугольник размером 1000 на 600 м, расположенный на мысе Крылова.

Территория нефтебазы имеет парк из 7-ми резервуаров РВСПК-50000 м3 каждый; блок разогрева нефти; узел запуска СОД; служебно-бытовой корпус с УС, закрытую стоянку техники с ремблоком и метрологическую лабораторию.

Резервуары расположены каждый в отдельном обваловании, группой из 4-х и группой из 2-х резервуаров. Имеется 2 въезда с шириной 3,5 м. Площадь в пределах ограждения = 29,34 га. Площадь застройки 133700 кв.м. Плотность застройки 45,60 %.

Полезная емкость резервуара РВСПК-50000 составляет 33504 м3, высота стенки - 17,9 м, внутренний диаметр - 60,7 м.

Объекты площадки Нефтебазы ООО «СпецМорНефтеПорт Козьмино» охраняются 91 пожарной частью МЧС РФ, имеющей на вооружении 5 автоцистерн АЦ-10-150, вывозящие единовременно 10 тонн воды, 2 тонны пенообразователя и оборудованные стационарными пожарными насосами производительностью по 150 л/сек каждая.

3.2 Особенности технологического процесса производства

Основным сырьем площадки нефтебазы в процессе производства является нефть. Особенностями технологического процесса является наличие и движение в большом количестве нефти и связанные с ней взрывопожароопасность и др. факторы.

Управление и контроль состояния оборудования площадки нефтебазы осуществляется системой автоматизации в операторной в здании операторной, ЗРУ и КТП.

Краткая характеристика и физико-химические показатели перекачиваемой нефти:

плотность - 850 кг/м3,

вязкость при температуре + 20оС - 25 сСт,

температура начала кипения - 600С,

температура застывания - минус 190С,

температура плавления парафина - 550С,

температура вспышки паров - минус 350С,

линейная скорость выгорания - 9 -12 см/ч.,

скорость прогрева - 24 - 36 см/ч.,

температура прогретого слоя - 130 -1600С,

температура пламени - 1000 - 13000С.

температура самовоспламенения - 2900С.

Для обеспечения координации всех объектов, обеспечивающих подачу нефти на нефтебазе, имеется МДП.

Применяемые виды пожаротушения:

Для резервуаров РВСПК-50000 - стационарная система комбинированного пенного пожаротушения низкократной пеной - подача пены низкой кратности одновременно в зону уплотняющего затвора и в нижний пояс резервуара непосредственно в слой нефти и стационарная системы водяного охлаждения.

Для открытых площадок циркуляционной насосной и подпорной насосной - автоматическая система пожаротушения пеной низкой кратности посредством водопенных насадков.

Для помещений «Операторной», в здании операторной «ЗРУ» и «КТП» и помещениях узла связи и «Серверной» в здании СБК - установки газового пожаротушения модульного исполнения. Способ пуска - автоматический с дублирующим дистанционным пуском. Способ тушения - объемный. Параметры газа не ниже ХЛАДОН-227еа.

Система противопожарной защиты.

Наличие и характеристика установок пожаротушения

Автоматизированная система управления пожаротушением (АСУ ПТ) предназначается для автоматизации систем пенного тушения пожара и водяного охлаждения резервуаров нефтебазы. АСУ ТП обеспечивает автоматическое включение средств пожаротушения при пожаре в резервуаре, дистанционное управление насосами и задвижками пожаротушения из операторной нефтебазы, автоматической включение средств сигнализации и оповещения о пожаре на объектах.

АПС нефтебазы представляет собой микропроцессорный программный технический комплекс, предназначенный для:

Сбора, обработки, передачи отображения и регистрации извещений о загорании на объектах;

Контроля шлейфов и извещателей;

Управления отключением вентиляции в зданиях и сооружениях при пожаре;

Запуска систем газового пожаротушения помещений;

Активации системы оповещения о пожаре.

Комплекс состоит из 3-х пожарных станций, установленных в операторной МДП, операторной ЗРУ и КТП, и здании пожарного депо. Информация с пожарных станций поступает на АРМ оператора в операторной системы пожарной сигнализации в операторной МДП и по волоконно-оптической линии связи на площадку НБ.

На территории нефтебазы на расстоянии 100 м друг от друга установлены ручные извещатели и сирены системы оповещения людей о пожаре. По периметру нефтепарка на общей стойке с кнопкой «Стоп насосной» размещены устройства дистанционного пуска АСПТ (4 шт.) через каждые 100 м.

Щиты управления пожаротушением УСО 1.1-П…УСО 1.4-П, а также щит центрального процессора УСО 1.0-П располагается в щитовой насосной станции пожаротушения.

Резервуары РВСПК-50000 имеют систему комбинированного пожаротушения: подача низкократной пены сверху в зону уплотняющего затвора и в нижний пояс резервуара непосредственно в слой нефти, а также систему автоматического водяного охлаждения.

Для подачи раствора в зону уплотняющего затвора РВСПК-50000 служат камеры низкократной пены КНП-5 в количестве 9 шт. по периметру.

Для обеспечения подачи раствора ПО от передвижной техники предусмотрены гребенки Д-80.

Прогноз развития пожара

Возникновение пожара в резервуаре зависит от следующих факторов: наличия источника зажигания, свойств горючей жидкости, конструктивных особенностей резервуара, наличия взрывоопасных концентраций внутри и снаружи резервуара.

Пожар в резервуаре в большинстве случаев начинается со взрыва паровоздушной смеси. На образование взрывоопасных концентраций внутри резервуаров оказывают существенное влияние физико-химические свойства хранимых нефти и нефтепродуктов, конструкция резервуара, технологические режимы эксплуатации, а также климатические и метеорологические условия. Взрыв в резервуаре приводит к подрыву (реже срыву) крыши с последующим горением на всей поверхности горючей жидкости. При этом даже в начальной стадии, горение нефти и нефтепродуктов в резервуаре может сопровождаться мощным тепловым излучением в окружающую среду, а высота светящейся части пламени составлять 1 - 2 диаметра горящего резервуара. Отклонение факела пламени от вертикальной оси при скорости ветра около 4 м/с., составляет 60 - 700.

Факельное горение может возникнуть на дыхательной арматуре, местах соединения пенных камер со стенками резервуара, других отверстиях или трещинах в крыше или стенке резервуара при концентрации паров нефтепродукта в резервуаре выше верхнего концентрационного предела распространения пламени (ВКПРП).

Если при факельном горении наблюдается черный дым и красное пламя, то это свидетельствует о высокой концентрации паров горючего в объеме резервуара, и опасность взрыва незначительная. Сине-зеленое факельное горение без дымообразования свидетельствует о том, что концентрация паров продукта в резервуаре близка к области воспламенения и существует реальная опасность взрыва.

На резервуаре с плавающей крышей возможно образование локальных очагов горения в зоне уплотняющего затвора, в местах скопления горючей жидкости на плавающей крыше.

При хранении нефти и нефтепродуктов в условиях низких температур возможно зависание понтонов или плавающей крыши при откачке продукта из резервуара, что может привести к падению их с последующим возникновением пожара.

Условиями для возникновения пожара в обваловании резервуаров являются: перелив хранимого продукта, нарушение герметичности резервуара, задвижек, фланцевых соединений, наличие пропитанной нефтепродуктом теплоизоляции на трубопроводах и резервуарах.

Дальнейшее развитие пожара зависит от места его возникновения, размеров начального очага горения, устойчивости конструкций резервуара, климатических и метеорологических условий, оперативности действий персонала объекта, работы систем противопожарной защиты, времени прибытия пожарных подразделений.

На резервуарах с плавающей крышей в результате теплового воздействия локального очага горения происходит разрушение герметизирующего затвора, а полная потеря плавучих свойств и затопление крыши в реальных условиях может произойти через один час.

При низком уровне нефтепродукта, когда горение происходит под понтоном или плавающей крышей, условия тушения пожара усложняются. Проникновению пены на свободную поверхность нефтепродукта препятствуют корпус понтона (плавающей крыши) и элементы герметизирующего затвора.

Развитие пожара в обваловании характеризуется скоростью распространения пламени по разлитому нефтепродукту, которая составляет для жидкости, имеющей температуру ниже температуры вспышки, -- 0,05 м/с, а при температуре жидкости выше температуры вспышки -- более 0,5 м/с. После 10 - 15 мин воздействия пламени происходит потеря несущей способности маршевых лестниц, выход из строя узлов управления коренными задвижками, разгерметизация фланцевых соединений, нарушение целостности конструкции резервуара, возможен взрыв в резервуаре

Одним из наиболее важных параметров, характеризующих развитие пожара в резервуаре, является его тепловой режим. В зависимости от физико-химических свойств горючих жидкостей возможен различный характер распределения температур в объеме жидкости. При горении керосина, дизельного топлива, индивидуальных жидкостей значение температуры экспоненциально снижается от температуры кипения на поверхности до температуры хранения в глубинных слоях. Характер кривой распределения температуры горючей жидкости изменяется с увеличением времени горения.

При горении мазута, нефти, некоторых видов газового конденсата и бензина в горючем образуется прогретый до температуры кипения топлива гомотермический слой, увеличивающийся с течением времени.

Накопление тепловой энергии в горючем оказывает значительное влияние на увеличение расходов пенных средств. Кроме того, увеличение времени свободного развития пожара повышает опасность его распространения на соседние резервуары, способствует образованию факторов, усложняющих тушение, создает угрозу вскипания, выброса.

Горение нефти и нефтепродуктов в резервуарах может сопровождаться вскипанием и выбросами. Вскипание горючей жидкости происходит из-за наличия в ней взвешенной воды, которая при прогреве горящей жидкости выше 100 С испаряется, вызывая вспенивание нефти или нефтепродукта. Вскипание может произойти примерно через 60 мин горения при содержании влаги в нефти (нефтепродукте) более 0,3%. Вскипание также может произойти в начальный период пенной атаки при подаче пены на поверхность горючей жидкости с температурой кипения выше 100 С. Этот процесс характеризуется бурным горением вспенившейся массы продукта.

При горении жидкости на верхнем уровне взлива возможен перелив вспенившейся массы через борт резервуара, что создает угрозу людям, увеличивает опасность деформации стенок горящего резервуара и перехода огня на соседние резервуары и сооружения.

3.3 Действия обслуживающего персонала (работников) объекта до прибытия пожарных подразделений

Основные обязанности и порядок действия обслуживающего персонала

Организация взаимодействия сил и средств подразделений и служб нефтебазы ООО «СМНП», Государственной (Федеральной) противопожарной службы МЧС РФ и территориальных служб ГО и ЧС г. Находки осуществляется штабом тушения пожара путём координации своих действий, взаимного предоставления необходимых данных, согласования совместных планов действий.

Взаимодействие служб станции с подразделениями ГПС (ФПС) МЧС РФ осуществляется в соответствии с «Планом ликвидации возможных аварий (отказов) на участке нефтебазы ООО «СМНП» и с настоящим Планом тушения пожаров.

Для ликвидации пожара и его последствий привлекаются силы и средства линейной эксплуатационной службы (ЛЭС), участков механо-ремонтной (УЭРНМТО) и энергослужбы (УОЭО). Количество и виды привлекаемой аварийной техники, а также других технических средств, оборудования, приспособлений и личного состава определены «Планом ликвидации аварий»

3.4 Возможные пути распространения пожара

Путями распространения пожара являются сосредоточение большого количества горючих веществ, внезапное появление факторов, ускоряющих его развитие (растекание ЛВЖ при аварийном истечении из поврежденного оборудования), растекание и попадание ЛВЖ в канализацию, распространение паров ЛВЖ по вентиляционным шахтам, взвешенная пылевоздушная пыль.

Пожары на нефтеперерабатывающих заводах протекают в сложных условиях с быстрым распространением огня на соседние аппараты и участки, и, зачастую, принимают характер катастрофы с огромным материальным ущербом. Наличие больших объемов легковоспламеняющихся и горючих жидкостей приводит к тому, что пожар на установке может принять значительные размеры. Условиями распространения горения на установке являются: разливы по территории установки горючих и легковоспламеняющихся жидкостей; разветвленная сеть промышленной канализации при неэффективности гидравлических затворов в колодцах; отсутствие аварийных сливов из емкостных аппаратов, линий стравливания газовоздушных смесей из аппаратов; разветвленная сеть трубопроводов при отсутствии на них гидравлических затворов. При пожаре возможен взрыв, так как имеет место образование взрывоопасных концентраций в них. Испарение паров легковоспламеняющихся жидкостей и газов будет создавать газовоздушную смесь, которая при ветреной погоде будет перемещаться к возможному очагу пожара

3.5 Боевые действия по тушению пожара

Пожар внутри резервуара

Если в местах подрыва крыши или через другие отверстия и трещины выходит дым и языки пламени, то это значит, что происходит горение внутри резервуара и существует опасность деформации стенок и обрушения крыши резервуара. Такая ситуация характерна для резервуаров с низким уровнем горючей жидкости, а также при горении в подпонтонном пространстве.

Действия пожарных подразделений

В этом случае первоочередные действия пожарных подразделений должны быть направлены на организацию охлаждения стенок и крыши горящего резервуара с помощью стационарных систем или передвижных средств пожаротушения.

Дальнейшие действия должны быть направлены на подготовку и проведение пенной атаки. Пенная атака для тушения пожара в резервуаре должна осуществляться по одному из следующих способов:

подача пены средней кратности с помощью пеноподъемников, техники приспособленной для ее подачи, или стационарных пенокамер при их наличии;

Подобные документы

Общая характеристика зданий больниц. Общие требования правил пожарной безопасности к учреждениям здравоохранения. Система мероприятий по обеспечению пожарной безопасности. Тактика тушения пожара в учреждениях здравоохранения. Особенности развития пожара.

дипломная работа , добавлен 11.05.2012


Характеристика общих положений пожарной безопасности. Исследование основной цели осуществления программ по охране труда и технике безопасности. Общие требования безопасности при работе в медпункте. Действия медсестры при возникновении несчастного случая.

реферат , добавлен 12.08.2010


Меры пожарной профилактики и активной пожарной защиты. Четыре условия для возникновения пожара. Этапы развития. Рекомендации в случае возникновения пожара. Первичные и вторичные требования пожарной безопасности. Средства обнаружения и тушения пожара.

реферат , добавлен 28.01.2009


Общие требования пожарной безопасности в школьных учреждениях. Инструкция по охране труда для учителя (преподавателя) школьного учреждения. Основные требования пожарной безопасности перед началом и во время занятий, в аварийной и предаварийной ситуации.

реферат , добавлен 14.08.2010


Правила пожарной безопасности, действующие на территории Российской Федерации. Содержание первичного, повторного и внепланового инструктажа по пожарной безопасности. Ответственность должностных лиц и рабочих за нарушение правил пожарной безопасности.

лекция , добавлен 09.08.2015


Перечень основных технологических процессов и аппаратов, машин и механизмов предприятий нефтегазовой промышленности. Опасные и вредные производственные факторы. Применяемые на предприятиях средства индивидуальной защиты. Медицинская помощь пострадавшим.

курсовая работа , добавлен 23.09.2014


Обобщение некоторых законов и документов, касающихся пожарной безопасности. Характеристика основных правил пожарной безопасности. Основы теории горения. Классификация веществ и материалов по горючести, помещений и зданий по степени взрывопожароопасности.

реферат , добавлен 14.11.2010


Условия протекания и стадии пожара. Классификация в зависимости от вида горящих веществ и материалов. Принцип действия углекислотных, водных и воздушно-пенных огнетушителей. Инструкция по эвакуации и действий персонала компании при возникновении пожара.

презентация , добавлен 18.09.2015


Нормативно-правовая документация учебного учреждения с учетом требований пожарной безопасности. Определение расчётного времени эвакуации в школе. Исследование процесса возникновения пожара. Разработка мероприятий по повышению пожарной безопасности.

курсовая работа , добавлен 22.06.2011


Закон Украины "О пожарной безопасности" - основной документ, регламентирующий требования пожарной безопасности. Основные причины пожаров, вредные и опасные факторы. Горение и его виды. Порядок действий при пожаре. Способы и средства пожаротушения.

Как известно, в стволе скважины всегда присутствует жидкость. На этапе бурения скважины – это буровой раствор. По окончании бурения его, как правило, замещают технической водой. А в результате мероприятий по освоению скважины ствол заполняется пластовой жидкостью (нефтью или нефтью с водой). Таким образом, как я уже сказал, в стволе скважины всегда присутствует столб жидкости.

Столб жидкости создает гидростатическое давление (Р) на забой скважины , которое описывается известным уравнением:

P = ρgh

P - гидростатическое давление;
ρ - плотность жидкости;
g - ускорение свободного падения;
h - высота столба жидкости

Для того чтобы в скважину поступала жидкость из пласта (будь то нефть, газ или вода) должно соблюдаться простое условие: пластовое давление должно быть выше гидростатического давления столба жидкости в стволе скважины .

Теперь, если энергия пласта изначально высока и пластовое давление выше давления столба жидкости в стволе скважины, то получаем естественный приток нефти. Такой способ называется фонтанный способ эксплуатации скважины .

Если энергии пласта недостаточно, чтобы обеспечить приток нефти в скважину, то у нас есть два варианта. Согласно приведенной выше формуле нам надо либо уменьшить плотность жидкости (ρ ) в стволе скважины, либо уменьшить высоту столба жидкости (h ). На величину g мы повлиять не можем, так как это величина постоянная.

На изменении плотности жидкости основан газлифтный способ эксплуатации скважины . При этом способе с помощью колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину закачивают сжатый газ. Пузырьки газа, поднимаясь к устью скважины, снижают плотность столба жидкости, что обеспечивает снижение гидростатического давления и соответственно приток нефти из пласта.

Если же снижения плотности жидкости недостаточно для притока нефти, то остается только снижать высоту столба жидкости. Этого достигают насосными способами эксплуатации скважины . В скважину, попросту говоря, спускают насос и откачивают присутствующую в ней жидкость. Высота столба жидкости снижается до тех пор, пока из пласта не начнет поступать нефть. В результате при работающем насосе в скважине устанавливается какой-то равновесный уровень столба жидкости, который называетсядинамическим уровнем .

Таким образом, выделяют три основных способа эксплуатации скважин:

· – фонтанный;

· – газлифтный;

· – насосный

Методы, предполагающие использование внешнего источника мощности для поднятия жидкости на поверхность носят общее названиемеханизированная добыча .

Классификация способов бурения на нефть и газ приведена на рис. 2.

По способу воздействия на горные породы различают механическое и немеханическое бурение. При механическом бурении буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая ее, а при немеханическом разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на нее. Немеханические способы (гидравлический, термический, электрофизический) находятся в стадии разработки и для бурения нефтяных и газовых скважин в настоящее время не применяются.

Механические способы бурения подразделяются на ударное и вращательное.

Рис. 2. Классификация способов бурения скважин на нефть и газ

При ударном бурении разрушение горных пород производится долотом 1, подвешенным на канате (рис. 3). Буровой инструмент включает также ударную штангу 2 и канатный замок 3. Он подвешивается на канате 4, который перекинут через блок 5, установленный на какой-либо мачте (условно не показана). Возвратно-поступательное движение бурового инструмента обеспечивает буровой станок 6.

По мере углубления скважины канат удлиняют. Цилиндричность скважины обеспечивается поворотом долота во время работы.

Для очистки забоя от разрушенной породы буровой инструмент периодически извлекают из скважины, а в нее опускают желонку, похожую на длинное ведро с клапаном в дне. При погружении желонки в смесь из жидкости (пластовой или наливаемой сверху) и разбуренных частиц породы клапан открывается и желонка заполняется этой смесью. При подъеме желонки клапан закрывается и смесь извлекается наверх.

По завершении очистки забоя в скважину вновь опускается буровой инструмент и бурение продолжается.

Во избежание обрушения стенок скважины в нее спускают обсадную трубу, длину которой наращивают по мере углубления забоя.

В настоящее время при бурении нефтяных и газовых скважин ударное бурение в нашей стране не применяют.

Нефтяные и газовые скважины сооружаются методом вращательного бурения. При данном способе породы дробятся не ударами, а разрушаются вращающимся долотом, на которое действует осевая нагрузка. Крутящий момент передается на долото или с поверхности от вращателя (ротора) через колонну бурильных труб (роторное бурение) или от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового двигателя), установленного непосредственно над долотом.

Турбобур - это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой в скважину промывочной жидкости. Электробур представляет собой электродвигатель, защищенный от проникновения жидкости, питание к которому подается по кабелю с поверхности. Винтовой двигатель - это разновидность забойной гидравлической машины, в которой для преобразования энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного движения использован винтовой механизм.

По характеру разрушения горных пород на забое различают сплошное и колонковое бурение. При сплошном бурении разрушение пород производится по всей площади забоя. Колонковое бурение предусматривает разрушение пород только по кольцу с целью извлечения керна - цилиндрического образца горных пород на всей или на части длины скважины. С помощью отбора кернов изучают свойства, состав и строение горных пород, а также состав и свойства насыщающего породу флюида.

Все буровые долота классифицируются на три типа:

1. долота режуще-скалывающего действия, разрушающие породу лопастями (лопастные долота);

2. долота дробяще-скалывающего действия, разрушающие породу зубьями, расположенными на шарошках (шарошечные долота);

3. долота режуще-истирающего действия, разрушающие породу алмазными зернами или твердосплавными штырями, которые расположены в торцевой части долота (алмазные и твердосплавные долота).

Пожарная опасность, на нефтепромыслах характеризуется:

наличием горючей среды, которая может образоваться при бурении и эксплуатации скважин;

появлением источников зажигания вследствие нарушения установленного технологического регламента или при аварии на установках и оборудовании;

наличием условий для быстрого распространения пожара.

Территория нефтепромысла, где размещены буровые вышки, здания и соооужения с технолиическим оборудованием, хранилища, насосные и система коммуникаций должны быть четко зонированы с учетом пожарной опасности отдельных установок и процессов. Как правило, выделяются той зоны:

I зона -вышки скважин, глубиннонасосные установки, компрессорные, очистные сооружения, газоотделители (трапы), нефтесборные пункты, насосные, морские эстакады, пункты контроля и управления за эксплуатацией скважины;

II зона-резервуары товарных парков, сливные и наливные устройства, причалы и насосные при них, емкости нефти для ее очистки и обработки;

III зона -механические и деревообделочные мастерские, кузницы, трубные ‘базы, склады, лаборатории, электроподстанции, помещения охраны и управления промысла, бытоЕые, столовые, электроподстанции и депо.

Необходимо предусматривать взаимобезопасное размещение отдельных зданий и сооружений с учетом направления господствующих ветров, рельефа местности, наличия источников водоснабжения, подъездных путей, безопасных разрывов.

Территорию нефтепромысла следует ограждать, а наземные резервуары товарных парков размещать на специальной площадке на расстоянии не менее 200 м от зданий и сооружений I и III зоны.

Необходимо также предусматривать, чтобы от сбрасываемого из скважины газа или его факела при сжигании перед компрессорной расстояние от вертикальной трубы до зданий и сооружений с производствами категорий А, Б, В и Е было бы не менее 100 м.

Это расстояние может быть уменьшено до 50 м, если высота свечи при сжигании газа не превышает 30 м. Аварийные.газоспуоки от трапных установок должны быть запроектированы на расстоянии не ближе 50 м от зданий, сооружений и - установок I и II зоны. Действующими нормами и техническими условиями предусматриваются соответствующие противопожарные разрывы между зданиями и сооружениями нефтепромысла, а также и в самих зонах.

Необходимо предусматривать устройство дорог, а на морских промыслах - эстакад; свободный проезд транспорта по наикратчайшему расстоянию до любого здания или сооружения промысла. Как правило, полотно дороги должно зозвышаться не менее чем на

0 3 м над планировочной отметкой прилегающей территории, а при невозможности выполнения данного требования должны предусматриваться кюветы, земляные валы и т. п., препятствующие попаданию нефтепродуктов на проезярю часть.

3. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

3.1.1. Территория производственных объектов бурения скважин и добычи нефти и газа (в том числе привышечные сооружения, установки для сбора, хранения, транспортирования нефти и газа и др.), а также производственные помещения и оборудование должны постоянно содержаться в чистоте и порядке.

3.1.2. Не допускается замазученность производственной территории, помещений и оборудования, загрязнение легковоспламеняющимися и горючими жидкостями (ЛВЖ и ГЖ), мусором и отходами производства.

Сгораемые отходы производства, мусор, сухая трава должны убираться и уничтожаться в безопасных в пожарном отношение местах. В местах разлива ЛВЖ и ГЖ пропитанный ими грунт должен быть тщательно промыт, убран и засыпан сухим песком или грунтом.

3.1.3. Хранение нефти и других ЛВЖ и ГЖ в открытых ямах и амбарах на территории предприятий не допускается.

3.1.4. Вокруг взрывопожароопасных объектов и сооружений, расположенных на территории нефтедобывающего предприятия, периодически должна скашиваться трава в зоне радиусом не менее 5 м.

Запрещается складирование (хранение) сгораемых материалов в указанной зоне.

3.1.5. Перед взрывоопасными объектами должны быть вывешены таблички с указанием местонахождения средств пожаротушения, которое обязаны знать все работающие.

3.1.6. Закрытие переездов и участков дорог (с целью ремонта их или по другим причинам) и устройство объездного пути допускаются с разрешения руководителя предприятия по согласованию с пожарной охраной предприятия с указанием места, характера и срока работ.

3.1.7. При раскопках дорог следует оставлять проезды шириной не менее 3,5 м, а также устраивать мостки через траншеи.

В случае невозможности оставления проезда должен быть устроен объезд шириной 3,5 м для движения пожарных машин.

Дорожные знаки, применяемые в этих случаях, должны соответствовать ГОСТ 10807-78.

3.1.8. Курение на предприятиях допускается в специально отведенных (по согласованию с пожарной охраной предприятия) местах, оборудованных урнами для окурков и емкостями с водой. В этих местах должны быть вывешены надписи «Место для курения».

3.1.9. Во взрывоопасных помещениях телефонный аппарат и сигнальное устройство к нему должны быть во взрывозащищенном исполнении, соответствующем категории и группе взрывоопасной смеси, которая может образоваться в данном помещении.

У каждого телефонного аппарата должна быть вывешена специальная табличка с указанием номера телефона пожарной части для вызова ее при возникновении пожара.

3.1.11. Въезд на территорию взрывопожароопасных предприятий и установок (резервуарные парки и др.) допускается только по специальному пропуску. Автотранспорт, тракторы и другие агрегаты должны быть оборудованы глушителями с искрогасителями, а также средствами пожаротушения.

3.1.12. Запрещается прокладывать трубопроводы для транспортирования взрывопожароопасных веществ через бытовые, подсобные и административно-хозяйственные помещения, распределительные устройства, электропомещения, помещения КИП и вентиляционные камеры.

3.1.13. Запрещается применять для освещения скважин, насосных, нефтеналивных причалов, пунктов сбора и подготовки нефти, парков товарных резервуаров и других взрывопожароопасных производственных объектов и складских сооружений факелы, спички, свечи, керосиновые фонари, костры и другие источники открытого огня.

3.1.14. На каждом предприятии должен быть составлен перечень производственных цехов, отдельных помещений, установок и складов с определением категории производств по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности.

При этом следует руководствоваться Временными указаниями по классификации основных производств (отдельных помещений) и сооружений нефтяной промышленности поихпожаровзрывоопасности (ВСН 8-73).

3.1.15. Запрещается выполнять производственные операции на оборудовании, установках и станках с неисправностями, что может привести к загораниям и пожарам, а также при отключении КИП, по которым определяются заданные режимы температуры, давления, концентрации горючих газов, паров и другие технологические параметры.

3.1.16. Поверхность элементов оборудования и трубопроводов, имеющих при эксплуатации температуру выше 318 К (45 °С), должна иметь ограждения или несгораемую теплоизоляцию на участках возможного соприкосновения с ними обслуживающего персонала.

3.1.17. Запрещаются ремонтные работы на оборудовании, находящемся под давлением, набивка и подтягивание сальников на работающих насосах и компрессорах, а также уплотнение фланцев на аппаратах и трубопроводах без снятия давления и отключения участка трубопровода или агрегата (насоса, компрессора) от других аппаратов и трубопроводов с помощью задвижек или заглушек в системе.

3.1.18. За герметичностью оборудования (особенно фланцевых соединений и сальников) необходим строгий контроль. В случае обнаружения пропусков следует принимать меры по их устранению.

3.1.19. Отогревать замерзшую аппаратуру, арматуру, трубопроводы, задвижки, промывочный раствор разрешается только паром или горячей водой. Использование для этих целей паяльных ламп и других способов с применением открытого огня запрещается.

На буровых глубокого и структурно-поискового бурения в зимнее время должны быть предусмотрены парокотельные установки, водомаслогрейки и электрокотлы.

3.1.20. Производственные сооружения и здания (скважины, насосные, компрессорные, сепарационные установки, резервуары и др.), а также разрывы между ними должны быть выполнены согласно требованиям соответствующих СНиП и «Инструкции по строительному проектированию предприятий, зданий и сооружений нефтяной и газовой промышленности» СН 433-79.

3.1.21. В местах прохода валов трансмиссии и трубопроводов через стену, отделяющую помещение с опасными в отношении взрыва и пожара выделениями от прочих помещений, должны предусматриваться сальники или другие устройства, исключающие возможность распространения этих выделений.

3.1.22. Промасленный либо пропитанный бензином, керосином и иными ГЖ обтирочный материал следует складывать в специальные металлические ящики с плотно закрывающимися крышками. По окончании рабочего дня (или перед сдачей смены) ящики необходимо выносить в безопасное в пожарном отношении место. Содержимое ящиков в случае невозможности дальнейшего его использования по указанию начальника объекта, цеха и по согласованию с пожарной охраной предприятия нужно закапывать в землю или сжигать в отведенном для этих целей месте.

3.1.23. Проходы, выходы, коридоры, тамбуры, стационарные пожарные лестницы и несгораемые ограждения на крышах зданий, лестничные клетки, чердачные помещения должны постоянно содержаться в исправном состоянии и ничем не загромождаться.

Чердачные помещения должны быть заперты, а слуховые окна - закрыты. Запрещается устраивать в лестничных клетках всевозможные кладовки, прокладывать промышленные газопроводы, трубопроводы с ЛВЖ и ГЖ, устраивать выходы из шахт грузовых подъемников, а также устанавливать оборудование, препятствующее передвижению людей.

3.1.24. Все двери эвакуационных выходов должны свободно открываться в направлении выхода из здания.

На случай возникновения пожара должна быть обеспечена возможность безопасной эвакуации людей, находящихся в производственном здании.

3.1.25. Запрещается применение и хранение взрывчатых веществ, баллонов с газом под давлением, целлулоида, кинопленки, пластмасс, полимерных и других материалов, имеющих повышенную пожарную опасность, в подвальных помещениях и цокольных этажах производственных и административных зданий.

3.1.26. Число эвакуационных выходов из каждого производственного здания и помещения, а также их конструктивное и планировочное решение должны соответствовать требованиям строительных норм и правил.

3.1.27. Деревянные конструкции производственных объектов должны быть обработаны огнезащитным составом. Эту обработку следует периодически повторять.

3.1.28. Проемы в противопожарных стенах и перекрытиях должны быть оборудованы защитными устройствами против распространения огня и продуктов горения (противопожарные двери, водяные завесы, заслонки, шиберы, противодымные устройства).

3.1.29. При пересечении противопожарных преград различными коммуникациями зазоры между ними и конструкциями преград (на всю их толщину) должны быть наглухо заделаны негорючим материалом.

3.1.30. Запрещается перепланировка производственных и служебных помещений, если нет соответствующего проекта, согласованного с местными органами надзора (в том числе с пожарной охраной) и утвержденного администрацией. При этом нельзя снижать пределы огнестойкости строительных конструкций и допускать ухудшение условий эвакуации людей.

В производственных зданиях степени огнестойкости 1, 2, 3 нельзя устраивать антресоли, перегородки, бытовки, кладовки из горючих материалов.

3.1.31. В цехах и лабораториях, где применяют ЛВЖ, ГЖ и газы, следует предусматривать централизованное транспортирование и раздачу их на рабочие места. Во всех других случаях для переноски ЛВЖ и ГЖ нужно использовать безопасную тару специальной конструкции.

Для цеховых кладовых должны быть установлены нормы максимально допустимого количества одновременного хранения ЛВЖ и ГЖ, красок, лаков и растворителей.

На рабочих местах можно хранить только такое количество материалов (в готовом к применению виде), которое не превышает сменную потребность. При этом емкости должны быть герметично закрыты.

Требования к объектовым складам красок, лаков и растворителей должны приниматься в соответствии с разделом СНиП 106-79 «Склады нефти и нефтепродуктов. Нормы проектирования».

3.1.32. Взрывопожароопасные объекты в соответствии с ГОСТ 12.4.026-76 «Цвета сигнальные и знаки безопасности» должны быть оборудованы соответствующими знаками пожарной безопасности.

3.1.33. Производственные помещения и их оборудование надо периодически очищать от пыли и других горючих отходов. Сроки чистки устанавливаются технологическими регламентами или объектовыми (цеховыми) инструкциями. В местах интенсивного выделения отходов в виде пыли должны быть определены показатели их пожарной опасности.

3.1.34. Спецодежду работающих необходимо своевременно стирать и ремонтировать. Администрацией предприятия для каждого цеха (производственной операции) должен быть установлен четкий порядок замены промасленной спецодежды чистой (периодичность стирки, обезжиривания, ремонта и т.п.).