21 Первичные средства пожаротушения

           21.1 На платформе следует предусматривать помещения пожарных постов для хранения запаса одежды пожарных, пожарного оборудования, пожарного инструмента и инвентаря, первичных средств пожаротушения (огнетушителей), а также средств обеспечения личной безопасности персонала при пожаре.            21.2 Помещения пожарных постов должны быть сухими, отапливаемыми, оборудованными естественной вентиляцией и стеллажами. Двери этих помещений оборудуются легкооткрываемыми запорами.            Перечень пожарно-технического оборудования, размещаемого в пожарных постах, должен быть определен в проекте платформы.            21.3 Определение необходимого количества первичных средств пожаротушения следует проводить в соответствии с Приложением 3 документа ППБ 01-03.            21.4 При определении видов и количества первичных средств пожаротушения следует учитывать физико-химические и пожароопасные свойства горючих веществ, их отношение к огнетушащим веществам, а также площадь производственных помещений, открытых площадок и установок.            21.5 Комплектование помещений и сооружений платформы  огнетушителями осуществляется с учетом требований технических условий (паспортов) на эти огнетушители.            21.6 Выбор типа и расчет необходимого количества огнетушителей следует производить в зависимости от их огнетушащей способности, предельной площади, класса пожара горючих веществ и материалов в защищаемом помещении.            Выбор типа огнетушителя (передвижной или ручной) обусловлен размерами возможных очагов пожара. При их значительных размерах необходимо использовать передвижные огнетушители.            21.7 Выбор типа огнетушителя необходимо осуществлять с учетом климатических условий его эксплуатации.            21.8 Если возможны комбинированные очаги пожара (различные классы пожаров), то предпочтение при выборе огнетушителя отдается более универсальному по области применения.            21.9 Расстояние от возможного очага пожара до места размещения огнетушителя не должно превышать 10 м для жилого модуля, 15 м для помещений категорий А, Б и В1-В3, 30 м для помещений категории В4, Г и Д.            21.10 Размещение первичных средств пожаротушения в коридорах, проходах не должно препятствовать безопасной эвакуации людей. Их следует располагать на видных местах вблизи от выходов из помещений на высоте не более 1,5 м.            21.11 Огнетушители, пожарный ручной инструмент и инвентарь следует размещать вблизи мест вероятного применения на пожарных щитах (стендах) в любом из трех вариантов: навесные, приставные и встроенные.            21.12 В дополнение к ручным  порошковым огнетушителям зоны бурового,  технологического и инженерного оборудования, а также вертолетная площадка должны быть оснащены передвижными огнетушителями.            

22 Организационно-технические мероприятия

           22.1 На платформе следует предусмотреть создание  не менее 2-х пожарных подразделений. Персонал, входящий в состав этих подразделений, должен пройти  подготовку в установленном порядке.            В перечень оснащения пожарных подразделений должно входить:             комплекты снаряжения для пожарных (аппараты дыхательные, костюмы пожарных, каски, светильники аккумуляторные, тросы предохранительные);             комплекты пожарного инструмента;             огнетушители воздушнопенные;             огнетушители порошковые;             пожарные рукава и стволы;             соединения пожарные переходные международного образца.            22.2 В операторной платформы и центре аварийного управления, а также на видных местах платформы должны быть постоянно вывешены планы общего расположения МСП, на которых для каждой палубы должны быть четко показаны:             расположение постов управления;             расположение огнестойких конструкций;             помещения, оборудованные установками пожарной сигнализации;             помещения и зоны, защищаемые установками пожаротушения, водяного орошения и водяными завесами, с указанием места расположения приборов и арматуры для управления их работой;             расположение пожарных кранов;             расположение первичных средств тушения;             пути доступа в различные помещения и на палубы платформы с указанием путей эвакуации, коридоров и дверей;             схема вентиляции, включая расположение заслонок и постов управления вентиляторами, а также опознавательных номеров вентиляторов;             места расположения документов, указанных в п. 22.3 настоящего СП.            22.3 В отдельной папке, хранящейся в легкодоступном месте, должны находиться инструкции по техническому обслуживанию и применению всех средств и установок тушения и локализации пожара.            22.4 Планы и документы должны постоянно обновляться, и любые изменения в системе обеспечения пожарной безопасности платформы должны вноситься в них в месячный срок.            22.5 Регламентные работы по техническому обслуживанию и планово-предупредительному ремонту  установок пожарной сигнализации и пожаротушения, систем противодымной защиты, оповещения людей о пожаре и управления эвакуацией должны осуществляться в соответствии с планом-графиком, составляемым на основании технической документации заводов-изготовителей и сроков проведения ремонтных работ. Указанные работы должны выполняться специально обученным персоналом или специализированной организацией, имеющей разрешение на данный вид деятельности.            В период проведения работ по техническому обслуживанию или ремонту, связанных с отключением установок (отдельных линий, извещателей), должны быть приняты необходимые меры по защите от пожаров сооружений, помещений и технологического оборудования платформы.

Староконь И.В. (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина) Морские нефтегазовые сооружения относятся к числу опасных производственных объектов. Эти сооружения эксплуатируются в неблагоприятных условиях окружающей среды. Высокий уровень коррозионной активности морской воды, постоянные воздействия гидродинамических, ветровых и ледовых нагрузок на конструктивные элементы МНГС – все это создает предпосылки для возникновения и развития различных аварийных ситуаций. Проблемы, связанные с обеспечением безопасности МНГС, в различных нормативных документах, характеризуются определением «риск». Под «риском» понимается вредное воздействие на персонал МНГС того или иного фактора при возникновении аварийной ситуации.  В работе анализируются как государственные нормативные документы по обеспечению безопасности МНГС, так и внутрикорпоративные нормы и правила отечественных компаний, занимающихся освоением морских месторождений, а также материалы научных исследований в этой области. Можно утверждать, что отечественная нормативная база имеет в своей основе малый опыт работ по освоению морских месторождений. Многие положения заимствованы из иностранной нормативной документации без учета особенностей эксплуатации морских нефтегазовых сооружений на нефтегазовых месторождениях РФ.  Проведенный анализ документов показал:

1. Существующие нормы в основном рассматривают риск с точки зрения оценки опасности для человеческого персонала в случае возникновения аварийной ситуации;

2. Не учитывается специфика дефектов металлоконструкций МНГС, в том числе особенности роста усталостных трещин под воздействием коррозии, вибрации и температурных напряжений;

3. Не разработаны нормы оценки предельных состояний различных дефектов МНГС.

Можно сказать, что в настоящее время для морских нефтегазовых сооружений не разработано научно-обоснованной методики технической диагностики, способной предотвратить наступление аварийной ситуации за счет своевременного обнаружения и оценки предельных состояний различных факторов (в том числе и дефектов), влияющих на надежность эксплуатации МНГС. В настоящее время на кафедре АПС РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина к.т.н. Староконь И.В. под руководством д.т.н. Бородавкина П.П. проводят активные исследования, которые позволят решить проблему нормативов в оценке рисков МНГС. Фомина Е.Е., Чупин А.И. (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина) В газовой промышленности лицом, принимающим решения при нештатных ситуациях на технологических объектах, чаще всего является диспетчер. Существенную помощь в поддержке принятия решения диспетчером дает работа в условиях функционирования автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУТП).  Однако, значительное число нештатных ситуаций незнакомо для аварийной автоматики. В этих случаях АСУТП должна перейти на интерактивный режим управления, т.е. введение в контур управления диспетчера. В этом режиме перед диспетчером встают три основные задачи: установление причины возникшей ситуации, прогноз развития событий и принятие решения. Вероятность выбора неоптимального решения этих трех взаимосвязанных задач уменьшается с увеличением количественного и качественного объема информации, поступающей к диспетчеру. Наращивание объемов информации в АСУТП, поступающей к диспетчеру, не является гарантией постоянного уменьшения числа неверных решений, а на определенной стадии даст обратный эффект, т.к. диспетчер не успевает проанализировать всю информацию. Кроме этого, сама АСУТП станет дорогой и ненадежной системой, что противоречит основным критериям выбора ее структуры.  Поэтому очевидна задача разработки программного комплекса для диспетчерских систем поддержки принятия решений. На сегодняшний день в этой области существует рядом проблем: - отсутствие обзорного и аналитического материала по современному состоянию комплексов поддержки принятия решений в России и других странах; - отсутствие нормативных требований и программных документов, определяющих дальнейшее направление развития комплексов поддержки принятия решений в диспетчерском управлении; - подготовка диспетчерского персонала для возможности технической эксплуатации современных информационных комплексов; - отсутствие в диспетчерских службах (или под управлением диспетчерских служб) специалистов по автоматизированным системам и программно-аппаратным средствам; - отсутствие системного подхода при создании автоматизированных систем и недостаточное обеспечение полноты их функциональных структур.

Янгулов П.Л. (РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина) По данным ряда экспертов, российский парк буровых установок изношен на 80-90%. И, несмотря на постоянный рост объемов бурения в России за последние три года, ситуация остается критической. Если не предпринимать соответствующих мер то, как отмечают специалисты бурения, лет через пять бурить будет нечем. Эксперты рынка буровых установок считают, что в «ближайшие восемь лет потребуется около 600-800 новых буровых установок, для того чтобы, по крайней мере, «поддерживать баланс». Здесь не учитывается ремонт существующих установок, а также и то, что такой объем позволит лишь сократить изношенный парк до 50% и потребуется 15-20 лет. Однако при строительстве новых буровых установок производителям не стоит забывать и об эстетической стороне вопроса. В настоящее время буровая установка должна отвечать как эргономичным параметрам, так и компактности с учетом самых вы­соких требований к качеству, охране труда, произ­водственной безопасности и охране окружающей среды. В настоящее время существует ряд проблем, связанных с работой на буровой, которые необходимо решать. Проблемы разного уровня. Такие как: плохая освещенность буровой или же чрезмерная освещенность, когда свет бьет прямо в глаза рабочему; повышенная опасность от удара ключом; необходимость в выполнении большого количества перемещений на буровой, поворотов корпуса, нахождение значительного количества органов управления и средств информации вне зоны досягаемости и допустимых углов обзора. Зачастую поднятия тяжелого оборудования; осложненные условия работы верхового, особенно в дождливое и зимнее время; шум, вибрации; задымленность района бурения при использовании дизелей; высокая опасность травмирования при спуско-подъемных операциях и бурении, когда возникает необходимость непосредственного ручного воздействия на замки бурильных труб. Не стоит также забывать, что бурение ведется в разных климатических зонах как в арктических, так и в пустыне, где имеются свои специфические требования к комфортности работ бурового персонала.

Плавучая установка для добычи, хранения и отгрузки нефти

Плаву́чая устано́вка для добы́чи, хране́ния и отгру́зки не́фти (англ. Floating Production, Storage and Offloading (FPSO)) вид нефтепромысловой платформы, используемой при добыче нефти в открытом море. Нефть и газ поступают в установку с близлежащих платформ и хранятся до отгрузки в нефтеналивное судно или отправки по нефтепроводу.Содержание

Нефть добывается в открытом море с 1950-х гг. Первоначально все нефтепромысловые платформы устанавливались на дно, но после того как в 1970-х гг. нефтедобыча стала осуществляться в более глубоких областях, стали использоваться плавучие установки.

Первая плавучая установка для добычи, хранения и отгрузки нефти Castellon была построена компанией Shell в Испании в 1977 году[1]

В начале XXI века была подана и обсуждается идея создания плавучей установки для добычи, сжижения и отгрузки сжиженного природного газа, которая смогла бы (работая по тому же принципу, что и нефтяная установка) добывать и сжижать газ, и доставлять его на сушу.

Принцип работы

Нефть накапливается в плавучей установке для добычи, хранения и отгрузки нефти до тех пор, пока не накопится достаточного количества для наполнения нефтеналивного судна.

На плавучей платформе может происходить сепарация нефти. Однако, предпочтительнее осуществлять первичную сепарацию на нефтепромысловой платформе для экономии места в резервуарах плавучей платформы.

Сепарация - первичный технологический процесс подготовки промысловой нефти, предполагает очистку добытой нефти от нефтяного газа, воды и механических примесей[2].

Статистическая информация по строительству и эксплуатации морских платформ свидетельствует об отказах с катастрофическими последствиями. Анализ показывает, что большинство аварий на платформах произошло во время добычи (255 аварий) и бурения (266). Наиболее часто встречающимися видами аварий являются пожары (207), выброс нео^ути и газа (118). утечка нефти и газа (117). За период с 1980 по 1990 гг. потеряно 73 из 4786 действующих платформ.

Самая тяжелая и трагическая авария за всю историю морской нефтедобычи произошла в июле 1988 г. на платформе "Пайпер Альфа" в Северном море. Во время пожара погибли 167 человек, а платформа стоимостью в миллиард долларов была полностью уничтожена.

В 1989 г. в результате аварии танкера "Валдез" компании "Экссон" у берегов Аляски в море вылилось около 40 тыс. т нефти. В таких случаях примерно 40% тяжелых составляющих нефти уходит на дно. 40% теряется в толще воды, а 20% растекается по поверхности в виде огромных нефтяных пятен. На ликвидацию этого катастрофического разлива и компенсацию ущерба израсходовано более 8 млрд долл. Подобная катастрофа произошла с танкером "Престиж" у берегов Европы в 2002 г. Тогда спецотряды уборщиков всего Евросоюза много месяцев очищали берега курортов Франции, Испании и Португалии.

Аварии на нефтегазопроводах приводят к чувствительному ущербу для окружающей среды. Среднегодовой уровень аварийности российских магистральных трубопроводов составляет 50-60 аварий в год. На внутрипромысловых трубопроводах ежегодно случается до 40 тыс. случаев их разгерметизации.

В случае разрушения магистрального газопровода и воспламенения выброса зона поражения может достигать 500 м. В июне 1989 г. при аварии нефтепродуктопровода под Уфой в результате взрыва легких паров углеводородов и пожара погибло более 600 человек. Примером возможных масштабов загрязнений долговременными утечками нефти может служить аварийная эксплуатация нефтепроводов ОАО "Коминефть". Утечки нефти и пластовой воды через свищи происходили много лет. Только в августе-октябре 1994 г. на рельеф вышло до 70 тыс. т нефтесодержащей смеси. Площадь земель, загрязненных аварийной нефтью, составила около 700 га.

Главной особенностью предприятий по переработке углеводородного сырья является наличие мощных потоков пожаро- и взрывоопасных продуктов. Наиболее опасными элементами установки первичной переработки нефти являются ректификационные колонны и трубопроводы подачи и откачки нефтяных фракций. Из-за случающихся утечек горючих жидкостей и газов образуются дрейфующие ядовитые и взрывоопасные парогазовоздушные облака. Например, общие потери от аварий на американских НПЗ за 25 лет составили 1,7 млрд долл. при средних потерях от одной аварии 58 млн долл. Практика показывает, что как бы осторожно не работали нефтяники, они своей деятельностью причиняют ощутимый вред окружающей природной среде.

Основными принципами (критериями) автоматизации нефтегазопромысловых сооружений на шельфе замерзающих морей являются: обеспечение безопасности нефтегазопромысловых сооружений, оптимизация аппаратно-программных средств и сокращение количества обслуживающего персонала. При этом автоматизированная система управления и безопасности должна быть настраиваемой на особенности технологического комплекса, как объекта управления, и развиваемой в ходе эксплуатации по мере развития нефтегазопромыслового комплекса и повышения объема и уровня автоматизации.

Для достижения этой цели в автоматизированных системах управления и безопасности (АСУБ) должны в максимальной степени использоваться автоматизация процессов и дистанционный постоянный контроль из Главного Диспетчерского поста (ГДП) за производственным процессом, основным оборудованием и состоянием воздушной среды пожаровзрывоопасных помещений и пространств.

АСУБ должна обеспечивать режимное автоматическое и дистанционное автоматизированное управление производством и вспомогательными системами, аварийный останов оборудования и технологических процессов, контроль пожарогазовой обстановки, контроль корпусных конструкций, смещений опорной части и возникающих вибрационных нагрузок с автоматизированных рабочих мест операторов (АРМ), оснащенных двухсторонней громкоговорящей связью с постами управления технологическими процессами, местными постами управления оборудованием и служебными помещениями.

АРМ целесообразно создавать по функциональным признакам: АРМ оператора электроэнергетического комплекса, АРМ оператора технологического процесса, АРМ добычи, хранения, подготовки, погрузки и учета нефти и т.д., что позволяет обеспечить специализированную подготовку операторов и, как следствие; снизить возможность неоправданных аварийных остановок управляемого объекта или процесса при эксплуатации из-за неправильного понимания обслуживающим персоналом их состояния при появлении тревожных сигналов.

Оптимальная структура современной АСУБ - это многоуровневая децентрализованная распределенная система управления технологическими процессами с возможностью ввода АСУБ в эксплуатацию помодульно, исходя из особенностей процесса строительства нефтегазопромыслового сооружения.

Такая система характеризуется следующей организацией управления:

А. На верхнем (главном) уровне должно обеспечиваться:

централизованное (основное) управление с АРМ операторов;

представление информации на АРМ;

представление информации на приборы централизованного контроля пожарогазовой обстановки и приборы аварийного отключения технологических процессов.

АРМ операторов, приборы контроля, матричные панели систем аварийного останова оборудования и пожарогазовой обстановки, должны, как правило, располагаться в ГДП в жилом модуле, как наиболее удаленном от пожаровзрывоопасных зон. На АРМ операторов и матричных панелях должны предусматриваться, помимо сигнализации, переключатели и кнопки для ручного дистанционного включения системы аварийного останова и средств пожаротушения по каждой пожарной зоне.

Операторы из ГДП должны осуществлять все процессы управления, наблюдения, запуска и останова на платформе, кроме процессов бурения. Текущий контроль, пуск и останов должны быть конфигурированы таким образом, чтобы операторы не имели необходимости входить в зоны технологических процессов и управляемого оборудования.

В ГДП необходимо предусматривать постоянную вахту на весь период эксплуатации нефтегазопромыслового сооружения.

Должна обеспечиваться запись событий и аварийных сигналов, а также их накопление и хранение необходимых данных. Для записей и фиксирования времени происходящих событий, аварий, отчетов в ГДП должны предусматриваться специальные устройства автоматической регистрации.

При необходимости, исходя из Правил Морского Регистра Судоходства РФ, на нефтегазопромысловом сооружении может быть предусмотрен Резервный пост управления (РПУ), при этом централизованное управление из РПУ, должно ограничиваться задачами управления техническими средствами в минимально необходимых объемах для нормального функционирования платформы при авариях в зоне расположения ГДП.

Объемы контроля состояния платформы, пожарогазовой обстановки и аварийного отключения технологических процессов и оборудования должны быть продублированы в РПУ полностью. Постоянная вахта в РПУ не обязательна.

Из ГДП целесообразно обеспечивать возможность визуального дистанционного наблюдения за производственными процессами и наиболее важными районами нефтегазопромыслового сооружения.

Из ГДП должна предусматриваться возможность пооперационного запуска оборудования платформы, после аварийного останова, со специально предусмотренной панели, в которую монтируются органы управления для снятия запретов, введенных системой аварийного останова.

Б. Аппаратура нижних уровней, реализующая обработку информации, формирование управляющих сигналов, диагностику, а также, при невозможности автоматизированного управления с верхнего уровня, пуск, перевод с режима на режим, остановку конкретных механизмов, должна размещаться в специально предусмотренных, обычно не обслуживаемых, приборных помещениях, максимально приближенных к управляемому оборудованию, и в местных постах управления.

Функциональная структура современной АСУБ должна состоять из:

Автоматизированной системы управления производством и вспомогательными системами, включающей в себя функции:

административно-хозяйственные (отчеты, архивирование, техобслуживание, и др.);

эксплуатационные (контроль и управление: процессами добычи, подготовки, хранения, погрузки и учета нефти, энергетической установкой и электроэнергетической системой, системами вентиляции и кондиционирования, контроль состояния кессона и опорного основания и др.).

Система управления производством должна быть оснащена комплексом измерения количества и качества отгружаемой нефти.

Автоматизированной системы управления аварийным остановом технологических процессов и оборудования, предназначенной для инициирования действий, связанных с аварийными сбоями в технологическом процессе, утечкой углеводородов, опасностью пожара и газа и системами, представляющими опасность для персонала.

Автоматизированная система аварийного отключения технологических процессов и оборудования должна будет обеспечивать:

контролируемый частичный или полный останов оборудования и/или технологического процесса и недопущение обстоятельств, могущих вызвать развитие аварийной ситуации;

выработку аварийных предупреждений и рекомендаций, которые должны поступать на АРМ операторов в ГДП (РПУ), служебные помещения и кабины бурильщиков в сопровождении звуковых и световых сигналов.

Системы непрерывного автоматического контроля за пожарной и газовой обстановкой предназначенной для инициирования действий, связанных с обнаружением очагов пожаров и взрывоопасных концентраций газов на платформе.

Система должна обеспечивать:

обнаружение опасных концентраций легковоспламеняющихся / токсичных газов;

обнаружение очагов возгорания на ранней стадии;

обнаружение появления дыма;

включение сигналов тревоги на мониторах операторов и панелях сигнализации, включая панели сигнализации, которые должны быть установлены в кабинах бурильщиков;

включение через систему аварийного останова необходимого уровня аварийного останова оборудования и/или технологического процесса;

включение соответствующей системы активного пожаротушения для подавления и локализации пожаров;

оповещение персонала МЛСП.

В составе автоматизированной системы управления и безопасности может быть предусмотрена установка специальной подсистемы контроля состояния кессона и опорного основания и подсистема автоматической регистрации и хранения информации в аварийных условиях ("черный ящик") с целью последующего анализа и установления причин возникновения и развития аварии.

Специальная подсистем контроля состояния кессона и опорного основания должна будет обеспечивать контроль параметров: деформации, вибрации и передвижений кессона, температуру в опорном основании кессона, паровое давление под основанием платформы, напряжения, возникающие при давлении льда, столкновениях с судном и сейсмической активности и др.

Аппаратно-программная реализация составных частей автоматизированной системы управления и безопасности должна выполняться в максимальной степени на единых решениях и технологиях. Аппаратно-программная реализация автономных (локальных) систем управления буровыми, добычным и энергетическим комплексами, в обеспечение взаимодействия с автоматизированной системой управления и безопасности, должна выполнятся на единой (или совместимой) базе для всей АСУБ.

В качестве таких средств может быть предложен комплект «Авролог», созданный и освоенный «НПО «Аврора». Основу вычислительного ядра составляют аппаратно-программные средства компании «Шнейдер Электрик». На основе комплекта «Авролог» в настоящее время создаются системы управления и контроля различного класса и назначения - от локальных систем управления отдельным оборудованием до многоуровневых распределенных интегрированных систем управления и контроля технологическими процессами сложных объектов.

Комплект имеет одобрение Российского Морского Регистра Судоходства.

Комплект включает:

операторские (рабочие) станции;

пультовые секции;

станции локальные технологические;

приборы светозвуковой сигнализации;

приборы электропитания;

приборы связи с судовым оборудованием.

Операторские (рабочие) станции предназначены для организации АРМ операторов и реализованы на базе ПЭВМ в морском исполнении.

Пультовые секции обеспечивают комплексирование пультов в постах управления и предусматривают размещение мониторов, принтеров, системных блоков и органов управления техническими средствами и оборудованием, а также аппаратуры телефонии, радиосвязи и систем навигационного обеспечения.

Станции локальные технологические предназначены для реализации алгоритмов автоматического контроля и управления технологическими процессами и построены на основе микропроцессорных средств компании «Шнейдер Электрик».

Приборы светозвуковой сигнализации обеспечивают обобщенную и адресную сигнализацию.

Приборы питания обеспечивают бесперебойность питания аппаратуры АСУБ, включая датчики и сигнализаторы