Добыча, транспортировка

Научно-практические вопросы анализа и управления рисками на нефтегазодобывающих предприятиях

Дмитрук В.И. Научно-практические вопросы анализа и управления рисками на нефтегазодобывающих предприятиях.// Вопросы анализа риска. 2000, №3-4

Scientific and Practical Aspects of Risk Analyses and Management on Oil and Gas Production Enterprises
V.I. Dmitruk, PhD
"IndEcoExpert Ltd.", Moscow

ВВЕДЕНИЕ

Финансовая устойчивость предприятий в огромной мере зависит от аварийности на опасных производственных объектах и связанных с последней непредвиденных финансовых потерь. Именно в нефтедобыче проявляется тесное взаимовлияние техногенных и природных факторов аварийности. Закономерности их проявления в разных регионах и на различных предприятиях в значительной степени "возмущаются" так называемым "человеческим фактором" или "ошибками оператора". В этом заключается одна из трудностей оценки ожидаемой аварийности и определения важнейших при страховании показателей: расчетного "нормального" и "катастрофического максимально возможного ущерба" (МВУ). Строгих определений этих категорий нет. Их оценка - элемент искусства и научной проницаемости экспертов по промышленно-экологической безопасности и комплексному страхованию.

В этом случае взгляд "со стороны" специализированных экспертных организаций часто оказывается весьма полезным. Они занимают свою нишу, проводя детальную "диспансеризацию" всех ключевых звеньев производства, определяя факторы и звенья, которые в наибольшей степени могут потенциально привести к аварийным ситуациям (идентификация рисков). Эксперты проводят анализ частоты и масштабов последствий потенциальных аварий для имущества и персонала предприятия, третьих лиц и окружающей природной среды, а также оценку упущенной выгоды.

Разрабатываемые программы управления рисками позволяют разделить мероприятия по приоритетам и получать максимальное снижение риска или максимальный предотвращенный ущерб на единицу вложенных денег в промышленно-экологическую безопасность предприятия.

1. ИДЕНТИФИКАЦИЯ И АНАЛИЗ РИСКОВ

С целью идентификации и анализа рисков на предприятиях нами разрабатываются планы аудита промышленно-экологической безопасности, руководствуясь требованиями стандартов ISO 10011 и 14000. Используются методы предварительного анкетирования по разработанным нами опросникам по ОПО, интервьюирования руководителей различного ранга и операторов на объекте, а также проверка "на местах" уровня промышленной безопасности на всех "проблемных" (или "наиболее проблемных") и некоторых "благополучных" (для сравнения и контроля объективности) ОПО.

Комплексный анализ информации по ОПО позволяет определить технические и природные факторы рисков, а также значимость так называемых "человеческих" факторов рисков и затем проанализировать результаты их суперпозиции.

1.1. Техногенные факторы риска

На основе результатов предстраховых аудитов нефтегазодобывающих предприятий в Самарской, Томской областях, в Ханты-Мансийском Автономном Округе и Республике Коми проведено экспертное ранжирование типовых ОПО по относительной опасности неблагоприятных аварийных воздействий на величину упущенной выгоды, третьих лиц и окружающую среду (при прочих равных условиях). Результаты представлены на рис. 1-3.

Представленное ранжирование отражает в основном влияние техногенных факторов на величину комплексного риска. Порой бывает довольно трудно вычленить один или несколько факторов, но такая попытка представлена на указанных рисунках, где в основном нашли отражение такие факторы, как средние показатели по количеству и токсичности добываемых, хранимых и транспортируемых веществ, средние показатели взрывопожароопасности, закономерности размещения и т.д. Корректирующими факторами могут быть такие, как, например, степень износа оборудования и др.

Трубопроводный транспорт предприятий нефтегазодобычи представлен нефтепроводами, газопроводами, водоводами системы поддержания пластового давления (ППД). Основная аварийность связана с нефтепроводами и водоводами.

1.2. Природные и природно-антропогенные процессы как факторы возникновения аварийных и чрезвычайных ситуаций

При оценке ущербов, возникающих в результате аварий, приходится накладывать воздействия, вызванные техногенными факторами, на "ценность" природного фона - реципиента воздействия. Природные факторы могут и сами инициировать существенные риски и приводить к значительным ущербам. К числу таких можно отнести:

• паводки и половодья, вызывающие аварийные и чрезвычайные ситуации, поражающие многие элементы инфраструктуры нефтегазодобывающего комплекса, в особенности, если кустовые площадки и другие опасные производственные объекты расположены в пойме и на низких террасах;
• эрозионные и русловые процессы, вызывающие разрушение элементов инфраструктуры, в первую очередь линейных сооружений: дорог, трубопроводов, подводных переходов, искусственных насыпей дорог, фундаментов зданий и сооружений;
• склоновые процессы, в первую очередь - оползневые и солифлюкционные, обвальные и обвально-осыпные, угрожающие линейным сооружениям, а также площадным элементам инфраструктуры - промплощадкам и резервуарным паркам, ДНС, ЦПС, ЦППН и др. ОПО;
• термокарстовые процессы, просадки и провалы, деформация фундаментов и оснований, спровоцированная ускоренная эрозия и солифлюкция, угрожающие площадным объектам.

Морозное пучение почвогрунтов - также существенный фактор аварийности трубопроводов, проложенных траншейным способом, например, на севере Республики Коми, севере Тюменской области и др. территориях.

Внутренняя и внешняя коррозия как природный фактор аварийности - одна из основных причин аварий на линейных опасных производственных объектах (нефтепроводы, водоводы, газопроводы): от 60 до 97 % случаев порывов на аудируемых нами предприятиях было вызвано коррозией.

На рис. 4 представлено экспертное ранжирование трубопроводов предприятий нефтедобычи по степени "долговечности" их безаварийной эксплуатации в зависимости от их места в технологической цепочке добычи и подготовки нефти к транспорту в нефтегазодобывающем управлении (НГДУ) при прочих равных условиях. Ранжирование отражает в основном влияние степени агрессивности и обводненности перекачиваемого продукта как важнейших факторов коррозии и, соответственно, аварийности трубопроводов. Корректирующими факторами могут быть такие, например, как, марка стали, характер перекачки (ламинарный или турбулентный) и т.д.

Очевидно "цепное" взаимовлияние: природные факторы рисков при своей реализации могут инициировать проявление негативного влияния техногенных факторов, последние воздействуют разрушающе на окружающую среду (например, разрыв нефтепровода на переходе через реку вследствие русловых процессов и авария из-за динамического воздействия течения), но обычно "запуск механизма взаимовлияния" начинается с техногенного звена.

Аудит позволяет выявить и некоторые географические особенности в восприятии "тяжести" различных составляющих экологического ущерба в разных регионах. Для Самарской области, например, величина ущербов природным компонентам экосистем от аварий на водоводах оказывается существенно больше, чем от аварий на нефтепроводах. Природа гораздо быстрее самовосстанавливается в местах нефтяных разливов, нежели при загрязнении засоленными подтоварными водами. В Среднем Приобье же, например, более заметны последствия от нефтяного загрязнения.

Обработка данных за 1997-2000г.г. по аварийности на линейных ОПО ряда нефтегазодобывающих управлений, осуществляющих добычу в лесостепной и степной зоне, показала, что реципиенты воздействия распределяются следующим образом:

"сбросы на рельеф" - 71,2 %;
водные объекты - 27,3 %;
лес - 1,5 %;
объекты инфраструктуры третьих лиц (автодороги и т.д.) - 0,5 % от общего числа случаев.

В НГДУ, осуществляющих добычу в избыточно увлажненной зоне Среднего Приобья, Васюганья процент загрязнения водных объектов при порывах существенно возрастает. Более того, контролирующие органы при исчислении исков за загрязнение болотных экосистем часто подходят к ним, как к водным, т.е. применяют повышенный норматив платы за загрязнение нефтью и нефтепродуктами.

1.3."Человеческий" фактор аварийности

Опыт предстраховых аудитов промышленно-экологической безопасности предприятий нефтедобычи свидетельствует о том, что основной причиной аварий на "площадных" ОПО (ЦППН, ДНС и т.д.) является нарушение правил ведения огневых работ персоналом и наушении техники безопасности. Часто причиной аварийных ситуаций становится нарушение параметров ведения технологических процессов. Менее частые причины аварий: некачественная молниезащита и самовозгорание.

Таким образом, основным фактором аварий на площадных ОПО является так называемая "ошибка оператора". С точки зрения риск-менеджера этот фактор может восприниматься как наиболее непредсказуемый, делая весьма вероятными сколь угодно большие ущербы.

Тем более, что правила страхования имущества дают "отпущение грехов" на практически любое деяние: ущербы, например, от пожара или взрыва, происшедшего в результате небрежно брошенного оператором окурка, возмещаются в пределах принятых лимитов ответственности.

2. НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКИЕ ВОПРОСЫ ОЦЕНКИ ЧАСТОТЫ, МАСШТАБОВ И ПОСЛЕДСТВИЙ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ

Эксперты используют обычно несколько основных подходов при оценке потенциальной опасности производственных объектов и связанных с ними потенциальных воздействий :

• "концепция удельной смертности" (mortality index);
• статистический метод, позволяющий дать оценку опасности "снизу";
• оценка максимального ущерба (Estimated Maximum Loss), позволяющий дать оценку опасности "сверху". Этот метод активно используется на современном страховом рынке, прежде всего в западных страховых и перестраховочных компаниях.
• количественная оценка риска. Основа концепции - построение множества всех сценариев развития возможных аварий на объекте, с последующей оценкой частот реализации каждого из сценариев и определением масштабов последствий сценариев развития аварий.

При этом наибольшее практическое значение в смысле дальнейшего использования в вопросах страхования имеют оценки максимально возможного ущерба (МВУ) [1]. При этом эксперты и страховщики различают нормальный максимально возможный ущерб и катастрофический максимально возможный ущерб. Их оценка в настоящее время сопряжена с определенным субъективизмом. С одной стороны, страховщик должен защитить страхователя от разорения и существенных финансовых потерь при значительных авариях. Но большие лимиты ответственности влекут существенные страховые премии, что вызывает особую осторожность и нерешительность потенциального страхователя при заключении договора страхования. Сравнительно большая франшиза также влеч¨т нерешительность страхователя. Эта ситуация порождает методологические и практические трудности. Часто лимиты ответственности рекомендуют специализированные экспертные сюрвейерские компании.

Если эксперт переоценит “нормальный” МВУ в сторону “катастрофического”, то страхователь при больших лимитах ответственности страховщика заплатит сравнительно большую премию и может посчитать, что заплатил в страховую премию (взнос) чересчур много (при отсутствии страхового случая). Недооценка МВУ (либо назначение пониженных лимитов ответственности в связи с пожеланиями заказчика) в случае реализации редкого по ущербу страхового события ведет страхователя к необходимости выплачивать превышение над лимитом ответственности из своей прибыли. И это также вызывает чувство неудовлетворения.

Сложность определения нормального и катастрофического МВУ становится очевидной уже хотя бы из следующих положений. Так, нормальный МВУ понимается как “вероятный максимальный возможный убыток в результате одиночного пожара и/или взрыва после тщательного рассмотрения смягчающих и отягощающих факторов в рассматриваемой зоне”, а катастрофический МВУ — как “убыток, произошедший в ненормальных условиях при отказе большинства защитных систем”.

Исходя из нашей практики, во многих случаях сделать оценку нормального и катастрофического МВУ было относительно легко. Рассмотрим случай, связанный с определением возможных финансовых потерь, связанных с вероятными авариями на двух резервуарах с дизельным топливом, расположенных рядом в одном обваловании, и дожимной насосной станцией (ДНС) на одном из месторождений в Республике Коми. Привозное дизельное топливо используется для выработки электричества на дизель-генераторах для нужд ДНС и для транспортных нужд.

При аварийном разрушении резервуара с дизельным топливом, возможном как при ошибках персонала и отклонениях от технологического режима, так и вследствие коррозии, происходит растекание горючей жидкости по прилегающей территории. Обвалование резервуаров оказалась разрушенным в сторону уклона к радиорелейной станции (РЛС) и далее к остальным объектам ДНС.

В результате воспламенения растекающегося дизельного топлива, которое возможно от любой искры (например, при подаче нефтепродукта из незаземленного шланга, при работе электрооборудования на РЛС или факела на ДНС), происходит выделение значительного количества энергии в виде теплового излучения. Под действием термической нагрузки возможно возгорание и взрыв соседнего резервуара, расположенного на расстоянии 7 м от первого, поскольку оборудования для его орошения нет.

Общий ущерб от рассматриваемой аварии складывается из таких составляющих, как потеря дизтоплива и затрат на восстановление оборудования. Кроме того, возможно поражение персонала РЛС и ДНС, загрязнение окружающей среды.

Исходя из эмпирических закономерностей, известно, что 1 л дизельного топлива при разливе покрывает примерно 0,02 м² ровной поверхности. Таким образом, при рассматриваемой аварии (емкость одного резервуара — 700 м³) площадь разлива может составить 14 тыс. м² (например, в виде полосы 140х100 м). Необходимо отметить, что указанные расчеты являются консервативными, и в случае пересеченной местности (промышленная застройка, окружающий территорию лес) размеры зоны разлива будут меньше. Несмотря на это, в любом случае пожар разлития может достичь собственно ДНС.

Интенсивность облучения, определяемая величиной теплового потока q на заданном расстоянии R, при пожаре разлития вычисляется по следующей формуле [2]:

q=0.8Q₀e^-0.03R,                    (1)

где Q₀ — тепловой поток на поверхности факела, кВт/м², для дизельного топлива принимается равным 130 кВт/м².

Расчетные значения q при заданных R сравниваются с приведенными в таблице 1 значениями критической интенсивности облучения, которые могут вызвать разрушение сосуда с нефтепродуктами [3].

Таблица 1
Зависимость критической интенсивности облучения резервуаров от времени воздействия

При достижении соседнего резервуара горящей жидкостью интенсивность его облучения может составить 104 кВт/м². При этом разрушение резервуара происходит менее чем за 5 мин.

Воспламенение древесины (лес) за время порядка 1 мин возможно на расстоянии 50 м и менее от границы разлива горящего дизельного топлива. В соответствии с методикой [4] и принимая во внимание сильный ветер, частый в данной местности (средний – 5 м/с, зимой – до 15 м/с), площадь сгоревшего леса, окружающего ДНС, при продолжительности пожара около одних суток (время, достаточное для прилета пожарных вертолетов в район ДНС и тушения пожара) может превысить 385 га.

Для оценки характеристик поражения персонала (и учета в параметрах страхования от несчастных случаев) учтем то обстоятельство, что при действии теплового излучения на человека возможно получение ожогов 2-й степени (продолжительность воздействия " 10 с) на расстоянии 40 м от границы разлива.

При оценке ущерба для станции РЛС и ДНС при тепловом воздействии необходимо рассмотреть два сценария развития аварийной ситуации. Первый предполагает нахождение РЛС и ДНС в зоне горения (на участке, покрытом горящим дизельным топливом). Второй сценарий реализуется в случае попадания названных объектов в зону воздействия теплового излучения.

Вагончик станции РЛС, вследствие уклона рельефа местности в его сторону и своего близкого расположения от резервуара (50 м), оказывается в зоне горения. Таким образом, ущерб для Страхователя при огневом разрушении станции РЛС равен ее восстановительной стоимости. Ущерб для ДНС, расположенной примерно в 100 м от резервуаров с дизельным топливом, определяется вероятным е¨ попаданием в зону воздействия теплового излучения. Нагревание сосудов с нефтепродуктами на ДНС до температуры, приводящей к их разрушению, происходит за время действия теплового излучения от 5 до 30 мин при расстоянии от границы разлива горящего дизельного топлива до ДНС от 36 до 56 м соответственно. Поэтому, если даже фронт пожара разлития будет остановлен, например, в 50 м от трубопроводов и сосудов ДНС с газами и нефтью, то возгорание на ДНС становится возможным при продолжительности пожара в течение получаса.

С учетом рекомендаций [5], ущерб от выброса загрязняющих веществ в атмосферу при пожаре разлития определяется как сумма по всем загрязняющим веществам:

С^П_АВ=S5*К_и*К_ЭАВ*Н^a_БАВ*М_a*10^-3,            (2)

где М_a- масса выбрасываемых загрязняющих веществ (кг), рассчитываемая по следующей формуле:

М_a= К_a*К_нп*М,                    (3)

где: К_a - коэффициент эмиссии вещества a;

К_нп – коэффициент полноты сгорания нефтепродуктов;

М – масса горящих нефтепродуктов (кг), равная в рассматриваемом случае 1120000 кг.

Коэффициенты эмиссии и значения масс выбросов загрязняющих веществ при сгорании дизельного топлива приведены в табл.2.

Таблица 2
Коэффициенты эмиссии и масса загрязняющих веществ, выделяющихся при сгорании дизельного топлива

Принимая коэффициент индексации К_и равным 0,08 (для 2000 года по сравнению с 1996 г, для уровня цен которого была адаптирована методика), коэффициент состояния атмосферного воздуха К_ЭАВ в Республике Коми – 1,4, получаем суммарный ущерб природной среде от загрязнения атмосферного воздуха, равный 52819 руб.

Заметим в этой связи, что рекомендации подзаконных актов к Федеральному закону No116 “О промышленной безопасности опасных производственных объектов” в части назначения минимальных лимитов ответственности несовершенны. Они, естественно, не могут предусмотреть всех нюансов и сценариев нанесения ущерба компонентам окружающей среды. Так, в данном случае, как для двух резервуаров, так и в целом для промплощадки ДНС и смежных рабочих площадок минимальный лимит ответственности должен составлять, в соответствии с ФЗ No116, 10000 МРОТ, что на 2000 г. составляет 834 тыс. руб. В соответствии с новой редакцией ст.15 п.2 этого закона, вступающей в силу с 2001 г., минимальный размер страховой суммы страхования ответственности составит 1 млн. руб.

При расчете нормального максимально возможного ущерба при страховании имущества необходимо сложить восстановительную стоимость двух резервуаров – 756 тыс. руб (2х378 тыс. руб), стоимость сгоревшего дизельного топлива – 9,6 млн. руб. при цене дизельного топлива (с учетом его доставки в регион добычи нефти), равной 8600 руб/т (см. табл.3 и рис. 5).

Таблица 3
Структура внеплановых финансовых потерь при авариях на резервуаре с дизельным топливом (нормальный максимально возможный ущерб при страховании имущества и страховании ответственности)

Таким образом, величина суммарного нормального максимально возможного ущерба может составить около 10,4 млн. руб. Частота инициирующего события (разрушение резервуара), по статистическим данным [6], – 10^-2-10^-4 шт/год. Как показал предстраховой аудит, на рассматриваемом объекте риск возникновения аварии повышен, поскольку заправка дизтопливом может производиться из незаземленных шлангов (такой случай имел место во время аудита), обвалование резервуаров отсутствует или частично разрушено и т.д. Поэтому, в нынешнем состоянии ОПО нормальный МВУ “стремится” к катастрофическому МВУ.

При развитии аварии на резервуарах, приводящем к разрушению дожимной насосной станции, суммарные внеплановые потери, определенные с учетом катастрофических максимально возможных ущербов, складываются из всех составляющих нормальных максимально возможных ущербов и, кроме того, восстановительной стоимости ДНС (около 9 млн. руб.), упущенной выгоды, связанной с недопоставкой товарной нефти, а также ущерба, нанесенного лесу (см. табл. 4 и рис.6). Потеря добываемой нефти, связанная с перерывом в производстве в течение месяца (такой срок восстановления принят из оптимистических соображений), составляет 6912 тонн, что при рыночной цене на нефть 5500 руб за тонну, приводит к упущенной выгоде около 38 млн. руб.

Таблица 4
Структура внеплановых финансовых потерь при авариях на резервуаре с дизельным топливом (с учетом катастрофических максимально возможных ущербов при страховании имущества и страховании ответственности)

*Ущерб лесу можно в первом приближении оценить с учетом положений [4], т.е. как произведение 30-кратной ставки лесных податей за древесину поврежденных деревьев и величины площади, пострадавшей от пожара (385 га).

Проанализируем возможные потери, связанные с авариями на газосепараторах, представляющих собой одно из наиболее опасных звеньев ДНС. Анализ статистики показывает, что частота аварийных ситуаций на газосепараторах может достигать 5х10^-2 г^-1, особенно в период пробной эксплуатации (вероятный отказ). Так как любая искра от электрооборудования может вызвать взрыв выделяющихся при аварийном выбросе попутных газов, нами проведена оценка поражения при этом весьма вероятном сценарии.

В соответствии с технологическим регламентом объем газосепаратора на ДНС составляет 30 м³. При содержании попутного газа до 36 м³ на тонну нефти, количество взрывоопасных газов, образующих топливно-воздушную смесь, составляет около 840 кг. При взрыве такого количества попутного газа на пространстве, загроможденном трубопроводами и другими объектами, в соответствии с методикой [2], возможно полное разрушение промышленных зданий на расстоянии до 35 м, сильное – до 80 м, среднее – до 170 м. Таким образом, вся ДНС может быть разрушена. При этом размер внеплановых финансовых потерь, связанных с восстановлением ДНС, может составить 9 млн. руб., а упущенная выгода – 38,0 млн. руб.

В нашей практике также было довольно много случаев, когда рекомендуемый лимит ответственности в договоре страхования было определить проблематично. Например, сложнее оказалось разграничить категории нормального и катастрофического МВУ в отношение крупного апатито-нефелинового горнообогатительного предприятия.

В технологической схеме предприятия хвостохранилище является наиболее опасным объектом. Так, аварии на пульпопроводе влекут ущербы в несколько миллионов рублей с вероятностью ~ 10^-1 1/год; частичное растекание отстойного пруда хвостохранилища – ущербы в несколько миллиардов рублей с вероятностью ~10^-4 1/год. Самым опасным сценарием развития аварии для предприятия, третьих лиц и окружающей природной среды является обрушение грунтовой ограждающей дамбы.

Основными причинами подобной аварии можно назвать нарушение статической устойчивости. Инициирующим событием для данного сценария можно считать землетрясение природного и техногенного характера. Анализ палеосейсмодислокаций на Кольском полуострове показал, что вероятность такого события ~ 10^-4-10^-5 1/год. При этом известно, что с развитием горных работ, т.е. с увеличением суммарного объема добычи руды на рудниках с начала эксплуатации, площадь, охваченная эпицентрами землетрясений, увеличивается. В зоне возможного неблагоприятного воздействия находится большое количество реципиентов социального, природного и культурного значения: участок железной дороги, связывающей северную часть Кольского полуострова с центром России; озеро Имандра, имеющая большое природохозяйственное значение; иные объекты. Возможный ущерб может составить несколько трлн. рублей.

Согласно существующему в мировой практике страхования принципу, рекомендуется назначать лимиты ответственности, близкие к вероятным убыткам в случае развития наиболее неблагоприятного сценария аварии. Величина МВУ для указания лимита ответственности в договоре страхования ответственности была принята по согласованию со Страхователем.

Обычным дальнейшим шагом после определения ущербов разной величины (в т.ч. МВУ) и частот их реализации является построение зависимостей типа “частота – ущерб”. Так, применительно к рассмотренному случаю в Республике Коми, на основании полученных значений финансовых потерь при различных сценариях развития аварийных ситуаций на ДНС ряда месторождений (разлив дизельного топлива при разрушении резервуара с последующим возгоранием и без него, а также взрыв облака ТВС при разгерметизации газосепараторов) и с учетом частот этих событий нами была построена классическая для вопросов страхования диаграмма, связывающая величины ущербов по всем сценариям и частоту реализации этих сценариев (рис. 7).

В связи с отсутствием систем орошения горящих резервуаров и пенотушения, рядом нарушений правил техники безопасности вероятность возникновения аварийных ситуаций на рассматриваемых объектах велика по сравнению со среднестатистическими данными. Наибольшей неопределенностью характеризуется оценка потенциальных исков за загрязнение окружающей среды, поскольку их величина зависит при различных сценариях от возможности попадания загрязнения в различные “по ценности” экосистемы.

3. РАЗРАБОТКА ПРОГРАММ ПО УПРАВЛЕНИЮ РИСКАМИ

Проведя анализ влияния техно-природных факторов аварийности на производственную деятельность Заказчика, эксперты обычно разрабатывают программу управления рисками и предлагают ранжирование мероприятий по управлению рисками по относительной стоимости и оперативности. Для нефтедобывающего предприятия в Республике Коми, например, рекомендовано, в частности, следующее:

Наиболее оперативные и сравнительно деш¨вые мероприятия:

• установка заземляющих устройств при заправке автотранспорта на сопредельных с ДНС территориях;
• устройство нормативного обвалования резервуаров и их надлежащее содержание;
• устройство настилов при пересечении грунтовыми дорогами трасс нефтепроводов;
• диагностика наиболее опасных участков трубопроводов и резервуаров;
• установка обратных клапанов на ответвлениях от межпромысловых нефтепроводов на ДНС месторождений;
• установка между жилыми вагончиками “Геолог” на сопредельных с ДНС площадках и т.д. противопожарных разрывов.

Оперативные сравнительно более дорогие мероприятия:

• установка радиоуправляемых пневмозадвижек (Заказчику дана подробная информация), в первую очередь – на ответственных узлах трубопроводов; при пересечении водных преград;
• установка систем пенотушения на всех резервуарах с дизтопливом, а также систем орошения на рядом стоящих резервуарах;
• установка “сырьевых” резервуа

07.10.2009