Промышленная безопасность на нефтедобывающем предприятии

Содержание
Введение
1. Изучаемые предприятия
1.1 Ярегское месторождение
1.1.1 Краткая история предприятия
1.1.2 Технологическая схема предприятия
1.1.3 Перечень основных технологических процессов и аппаратов, машин и механизмов

1.1.4 Состав добываемого сырья
1.1.5 Опасные и вредные производственные факторы на предприятии
1.1.6 Применяемые на предприятии меры безопасности
1.1.7 Пожарная безопасность
1.2 ООО "ГСИ - Ухтанефтехиммонтаж"
1.2.1 Краткая история предприятия
1.2.2 Технологическая схема предприятия
1.2.3 Перечень основных технологических процессов и аппаратов, машин и механизмов
1.2.4 Состав добываемого или перерабатываемого сырья и получаемых продуктов
1.2.5 Опасные и вредные производственные факторы на предприятии
1.2.6 Применяемые на предприятии меры безопасности.
1.2.7 Пожарная безопасность
1.2.8 Применяемые на предприятии средства индивидуальной защиты
1.3 ОАО "Северные Магистральные Нефтепроводы"
1.3.1 Нефтеперекачивающая станция "УХТА-1"
1.3.1.1 Краткая история
1.3.1.2 Технологическая схема предприятия
1.3.1.3 Перечень основных технологических процессов и аппаратов, машин и механизмов
1.3.1.4 Опасные и вредные факторы производства
1.3.1.5 Применяемые на предприятии меры безопасности
1.3.1.6 Применяемые на предприятии средства индивидуальной защиты
1.3.2 Приёмо-сдаточный участок "УХТА - 2"
1.3.2.1 Краткая история
1.3.2.2 Перечень основных технологических процессов и аппаратов, машин и механизмов
1.3.2.3 Опасные и вредные факторы производства
1.3.2.4 Применяемые на предприятии меры безопасности
1.3.2.5 Применяемые средства индивидуальной защиты
2. Основные приемы оказания первой медицинской помощи пострадавшим от несчастных случаев на производстве
2.1 Основные источники несчастных случаев на производстве
2.2 Типы травм
2.3 Основные приемы оказания первой помощи пострадавшему от несчастных случаев при поражении электрическим током
2.4 Основные приемы оказания первой помощи пострадавшему от несчастных случаев при тепловом ожоге
2.5 Основные приемы оказания первой помощи пострадавшему от несчастных случаев при ожоге кожи химическими веществами
2.6 Основные приемы оказания первой помощи пострадавшему от несчастных случаев при отравлении химическими веществами
2.7 Основные приемы оказания первой помощи при кровотечениях и переломах
3.2 Контроль уровней шума
3.3 Контроль освещённости
3.4 Контроль уровней неионизирующих излучений
3.5 Контроль загазованности и запылённости воздуха рабочей зоны
3.6 Природоохранные меры компании ЛУКОЙЛ
Заключение
Список используемых источников

Введение
Ярегское месторождение является единственным в России, где добыча ведется шахтным способом. Высокая рентабельность добычи на месторождении связана с существующим льготным налогообложением для добычи высоковязкой нефти.
Тяжелая нефть Яреги обладает редкими свойствами. Из нее производят уникальные химические продукты для нужд дорожно-строительной, космической и фармацевтической отраслей, а также дизельное топливо для сверхнизких температур, на котором работают суда Северного и Арктического флотов.
Целью данной работы является ознакомление с нефтяной и газовой промышленностью Российской Федерации, а точнее с рядом ведущих промышленных предприятий Республики Коми, для получения соответствующих навыков и знаний в области промышленной безопасности объектов и охране окружающей среды.
1. Изучаемые предприятия
1.1 Ярегское месторождение
Ярегское месторождение нефти, открытое в 1932 году, разрабатывается в настоящее время тремя нефтешахтами.
Нефтяные шахты на Яреге, пока что единственные в стране, и вообще промышленная разработка нефтяных залежей путём строительства горных выработок непосредственно в нефтяном пласте – редкое явление в мировой практике эксплуатации нефтяных месторождений.
Опыт ведения работ в условиях подземного нефтяного промысла является большим и неоценимым вкладом в науку и практику разработки месторождений тяжёлых, высоковязких нефтей.
Подробно освещены вопросы стратиграфии и литологии осадочного чехла, продуктивного пласта (песчаников старооскольского горизонта), нефтегазоносности, тектоники, гидрогеологических условий разработки, рассматриваются все ранее использованные системы разработки и применяемые в настоящее время.
Краткая характеристика Ярегского месторождения нефти
Территориально Ярегское месторождение высоковязкой нефти расположено в центральной части Республики Коми в 18 км к юго-западу от г. Ухты по железной дороге Воркута-Котлас рисунок 1 и 2.
Месторождение расположено на северо-восточном склоне Южного Тимана, в междуречье Ижмы – левого притока Печоры и Ухты. Находясь на границе зон средней и северной тайги, местность представляет собой залесенное и в значительной степени заболоченное (более 15%) плоско-волнистое плато, изрезанное долинами мелких речек и ручьев. Абсолютные отметки водоразделов колеблются в пределах 140-160 м. Несудоходная р. Ухта протекает в 12 км к северу от центра месторождения. Среднегодовой расход ее в г. Ухте 45,8 м3/с, а минимальный (в январе) – 6,7м:7с. В пределах месторождения протекают мелкие притоки рек Ухты и Ижмы, берущие начало из болот.
Климат района умеренно-холодный со слабовыраженным континентальным характером. Особенностью его является избыточная влажность, резкие сезонные и суточные колебания температуры и атмосферного давления. По данным Ухтинской метеостанции среднегодовая температура воздуха минус 0,7°С, наиболее холодного месяца минус 17,6°С, а самого тёплого 16°С. Абсолютный максимум 37,7°С, а абсолютный минимум минус 56°С.
Вечной мерзлоты нет. Глубина максимального сезонного промерзания грунтов под оголённой от снега поверхностью 2,1-2,5 м. Реки замерзают в середине ноября и вскрываются в начале мая.
В пределах месторождения в 3-4 км друг от друга находятся три посёлка нефтешахт: пос. Ярега (нефтешахта 1), пос. Первомайский (нефтешахта 2), пос. Нижний Доманик (нефтешахта 3) и посёлок железнодорожной станции Ярега. Посёлки между собой и с г. Ухтой (23 км) связаны автомобильной дорогой круглогодичного действия. Месторождение расположено в своде Ухтинской брахиантиклинальной складки амплитудой до 800 м, осложняющей Ухта – Ижемский вал, выделяемый в южной части северо-восточного склона Тиманской гряды
Рисунок 1. Карта территории Ярегского нефтяного месторождения
Рисунок 2. Ярегское нефтяное месторождение
Нефтяная залежь пластового сводового типа шириной 4-6 км и высотой до 87 м находится в песчаниках среднего и верхнего девона, слагающих единый продуктивный пласт III. Он лежит в основании преимущественно глинистого девонского разреза непосредственно на неровной поверхности рифейского фундамента на глубине 130-300 м. При средней толщине 70 м пласт выклинивается на западе на выступах фундамента и обрезается здесь сколами крупного тектонического нарушения, а во впадине фундамента, занимающей большую часть месторождения, достигает максимальной толщины до 106 м.
Достоверные сведения о нефтепроявлениях на реке Яреге появились ещё в XVI веке.
Первая скважина, установившая здесь наличие песчаников, пропитанных нефтью, была пробурена в 1908 г. Ю.А. Вороновым, но добыча нефти из неё не была налажена ввиду отсутствия денежных средств и технических возможностей.
И лишь в 1932 г. была доказана промышленная нефтеносность III пласта среднедевонского возраста.
С этого момента в истории разработки месторождения выделяются три основных периода:
- опытная разработка скважинами, пробуренными с поверхности земли;
- шахтная дренажная разработка за счёт естественной энергии пласта;
- термошахтная дренажная разработка с искусственным тепловым воздействием на пласт.
Первоначально была попытка эксплуатировать месторождение скважинами с поверхности: в период 1935-1945 г.г. на двух участках пробурили 73 скважины. Все скважины эксплуатировались с помощью глубинных насосов. Однако приток нефти к их забоям был незначительным. Извлечение нефти в среднем по обоим участкам составило 836 т. Коэффициент извлечения нефти за 10 лет эксплуатации составил 0,0197 от запасов.
Анализ опыта первого периода разработки показал, что обычным способом добычи нефти скважинами с поверхности в горно-геологических условиях Ярегского месторождения невозможно добиться эффективных технико-экономических показателей. Поиски более рациональных путей добычи нефти привели к выводу о возможности и необходимости разработки этого месторождения шахтным способом.
Достоверные сведения о нефтепроявлениях на реке Яреге появились ещё в XVI веке.
Первая скважина, установившая здесь наличие песчаников, пропитанных нефтью, была пробурена в 1908 г. Ю.А. Вороновым, но добыча нефти из неё не была налажена ввиду отсутствия денежных средств и технических возможностей.
И лишь в 1932 г. была доказана промышленная нефтеносность III пласта среднедевонского возраста.
С этого момента в истории разработки месторождения выделяются три основных периода:
- опытная разработка скважинами, пробуренными с поверхности земли;
- шахтная дренажная разработка за счёт естественной энергии пласта;
- термошахтная дренажная разработка с искусственным тепловым воздействием на пласт.
Первоначально была попытка эксплуатировать месторождение скважинами с поверхности: в период 1935-1945 г.г. на двух участках пробурили 73 скважины. Все скважины эксплуатировались с помощью глубинных насосов. Однако приток нефти к их забоям был незначительным. Извлечение нефти в среднем по обоим участкам составило 836 т. Коэффициент извлечения нефти за 10 лет эксплуатации составил 0,0197 от запасов.
Анализ опыта первого периода разработки показал, что обычным способом добычи нефти скважинами с поверхности в горно-геологических условиях Ярегского месторождения невозможно добиться эффективных технико-экономических показателей. Поиски более рациональных путей добычи нефти привели к выводу о возможности и необходимости разработки этого месторождения шахтным способом.
На первом этапе (с 1939 по 1954 г.г.) шахтная разработка осуществлялась по ухтинской системе. Сущность её заключалась в следующем. В 10-30 м от кровли нефтяного пласта проводились полевые штреки с расположенными в них на определённом расстоянии друг от друга буровыми камерами. Из камер бурились кусты скважин с расстоянием между забоями от 12 до 25 м. Первоначально подземные скважины эксплуатировались фонтанным способом, а затем путём закачки сжатого воздуха (эрлифтом). За 15 лет разработки по ухтинской системе было добыто на трёх нефтешахтах 2953.7 тыс.т нефти. Добыча нефти с Ютыс. м" площади достигла 2483,6 т, что в три раза больше по сравнению с разработкой скважинами с поверхности. Нефтеизвлечение на разработанной площади составило 6,2%.
В 1954 г. на нефтешахтах была внедрена более прогрессивная система разработки – уклонно-скважинная, при которой процессы бурения и добычи нефти были перенесены непосредственно в нефтяной пласт. На основном горизонте (10-30 м от кровли пласта) проводились парные этажные штреки (откаточный и вентиляционный) и сбойки между ними. Шахтное поле разбивалось на блоки-участки площадью 8-14 х 104 м2, имеющими в плане шестигранную форму. Из штреков через 300-400 м в центр блока в нефтяной пласт проводились две параллельные выработки (уклон и ходок). В пласте – в кровле или подошве – закладывалась дренажная камера (галерея), из которой разбуривался весь блок кустом веерообразно расходящихся скважин в 2 – 4 яруса в зависимости от толщины пласта. Количество скважин в галерее – 150 – 300 штук длиной 300 м. Всего по уклонно-скважинной системе с 1954 по 1972 г.г. было добыто 4273,2 тыс.т нефти. Извлечение нефти практически осталось таким же, как при ухтинской системе – 5,88%.
В целом за 33 года эксплуатации Ярегского месторождения на естественном режиме истощения шахтным способом было добыто 7448тыс.т нефти. Нефтеотдача на разработанных площадях трёх шахтных полей составила 3,5%, а в целом по месторождению не превысила 2,2%.
В результате скважинной разработки с высокой плотностью сетки бурения энергетические ресурсы залежи были истощены. Добыча нефти неуклонно снижалась, а себестоимость росла.
Были опробованы такие методы интенсификации, как законтурное заводнение, закачка горячей воды, репрессия сжатым воздухом, гидроразрыв пласта и др. Тем не менее положительных результатов они не дали из-за горногеологических особенностей залежи.
Первые опытные работы по закачке пара в пласт были начаты в 1968 г. на нефтешахтах 1 и 3. В этих экспериментах для закачки пара и отбора нефти использовались скважины, пробуренные с туффитового горизонта (по ухтинской системе). В процессе работ было доказано, что применение теплового воздействия на пласт позволяет в несколько раз повысить нефтеотдачу. Это послужило основанием для дальнейшего расширения масштабов применения теплового воздействия.
Данная технология была признана изобретением как в отечественной, так и зарубежной практике, на которое выдано авторское свидетельство.
С 1972 г. шахтная разработка месторождения с применением паротеплового воздействия стала вестись в промышленных масштабах.
С 1972 г. начал осуществляться перевод всех площадей на разработку по двухгоризонтной системе путём разбури вания пласта полого восходящими скважинами из уклона.
За это время были разработаны и реализованы технологии термошахтной разработки в виде нескольких систем отработки добычных блоков: двухгоризонтной, одногоризонтной, двухярусной, панельной. Создана научная основа комплексной автоматизации технологических процессов нефтешахт.
В настоящее время ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" проводит большую работу по совершенствованию термошахтной добычи нефти, предусматривающую:
- повышение нефтеотдачи и темпов отбора нефти из пласта;
- повышение тепловой эффективности процесса, т.е. минимальный расход тепла на 1 т добываемой нефти;
- снижение затрат на подготовку и содержание площадей, разрабатываемых термошахтным способом, т.е. сокращение объёмов работ по проходке горных выработок и бурению подземных скважин;
- обеспечение безопасных и комфортных условий труда в подземных выработках.
На нефтешахте № 2 проходят опытно-промышленные испытания перспективной подземно-поверхностной системы разработки, при которой закачка пара производится через нагнетательные скважины с поверхности, а отбор жидкости – через подземные эксплуатационные скважины, разбуренные из панели в подошве пласта. Данные работы в перспективе позволят отказаться от затрат на строительство и поддержание дорогостоящего комплекса горных выработок и коммуникаций на туффитовом горизонте. Эффективность данной системы должна быть выявлена при дальнейшем проведении опытно промышленных работ.
Залежь находится на глубине 140—200 метров в кварцевых песчаниках мощностью 26 метров.
Опытная эксплуатация скважинами с поверхности началась в 1935 году на двух участках площадью 28,4 и 15,0 га. До 1945 года месторождение разрабатывалось обычным скважинным методом, извлечено 38,5 тыс. тонн
Размещение скважин осуществлялось по треугольной сетке с расстоянием между скважинами от 75 до 100 м.
С конца 1939 года особое место среди вторичных способов извлечения нефти занимает шахтный способ. К 1972 году добыто 7,4 млн тонн.
С 1972 года одним из путей повышения  HYPERLINK "https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9D%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BE%D1%82%D0%B4%D0%B0%D1%87%D0%B0" \o "Нефтеотдача" нефтеотдачи пластов является широкое внедрение термошахтной технологии извлечения высоковязких нефтей. Успешное применение термошахтного способа на Ярегском месторождении открывает возможности для повышения эффективной разработки других месторождений тяжёлых высоковязких нефтей и битумов.
Основным достоинством шахтного способа добычи нефтей являются простота эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин и максимальная приближённость горизонта горных выработок к нефтяному пласту, что позволяет наиболее полно использовать его энергию.
В настоящее время эксплуатируется компанией Лукойл1.1.1 Краткая история предприятия
Ярегское месторождение открыто в 1932 г. Опытная эксплуатация скважинами с поверхности началась в 1935г. На двух участках площадью 28,4 и 145,0 га. Размещение скважин осуществлялось по треугольной сетке с расстоянием между скважинами от 75 до 100 м. На первом участке было пробурено 48 скважин, а на втором - 21. Нефтеизвлечение не превысило 2%, что показало низкую эффективность извлечения нефти поверхностными методами без воздействия на пласт.
В 1937 г. Была заложена первая ярегская нефтяная шахта и с 1939 г. началась шахтная добыча нефти на естественном режиме истощения пластовой энергии. К началу 50-х годов прошлого века на месторождении было построено 3 нефтешахты.
Период шахтной добычи можно разделить на 3 этапа, отличающиеся различными системами разработки.
На 1 этапе с 1939 г. по 1954 г. разработка шахтного поля велась по ухтинской системе, сущность которой в рабуривании пласта с надпластового горизонта по плотной сетке скважин. Разработка велась на естественном режиме, в основном на режиме растворенного газа. Нефтеизвлечение составило 4-6%.
На 2 этапе с 1954 г. по 1972 г. разработка проводилась по уклонно-скважинной системе. При этой системе из горной выработки пробуривались уклонные скважины длиной 180-280 м. с расстоянием между забоями 15-20 м. Разработка велась на естественном режиме растворенного газа. Нефтеизвлечение оставалось прежним.
На 3 этапе с 1972 г. по настоящее время разработка ведется термошахтным способом, сущность которого в закачке нагретого газа в пласт и последующим вытеснении нефти из него водой.
1.1.2 Технологическая схема предприятия
Добыча нефти на шахтах ведется термошахтным способом по двухгоризонтной, двухъярусной, одногоризонтной, подземно-поверхностной и панельной системах.
Сущность панельной системы заключается в том, что нагнетательная и добывающая галереи располагаются в подошве пласта или ниже него параллельно друг другу. Из этих галерей бурят параллельными рядами навстречу друг другу пологовосстающие нагнетательные и добывающие скважины.
Двухгоризонтная система добычи нефти заключается в создании двух систем горных выработок. Одна из них расположена над продуктивным пластом и состоит из системы полевых штреков, имеющих площадное расположение. В полевых штреках сооружаются буровые камеры, в которых бурятся кусты нагнетательных скважин. Вторая расположена в нижней части продуктивного пласта или под ним и имеет кольцевой вид (добывающая галерея). Из добывающей галереи бурятся пологовосстающие добывающие скважины.
Принципиальным отличием подземно-поверхностной системы от других систем термошахтной разработки является закачка пара в пласт через скважины, пробуренные с поверхности. Вся система пароснабжения выносится на поверхность, что позволяет закачивать пар предельно допустимых параметров при термошахтной разработке.
Отличие одногоризонтной системы (рис.3.) от двухгоризонтной и двухярусной состоит в том, что пологовосстающие нагнетательные и добывающие скважины бурятся из одной галереи, сооруженной в подошве пласта или ниже него.
Рисунок 3. Одногоризонтная система
При двухярусной системе (рис. 4) в верхней части пласта сооружается нагнетательная галерея, аналогичная добывающей. Из нагнетательной галереи бурятся пологонаклонные нагнетательные скважины. В нижней части пласта сооружается добывающая галерея, из которой бурятся пологовосстающие добывающие скважины.
Рисунок 4. Многоярусная система
Схема ярегской нефтяной шахты дана ниже на рисунке 5.
Рис. 5. Схема нефтяной шахты Ярегского месторождения.
1.1.3 Перечень основных технологических процессов и аппаратов, машин и механизмов
Разработка нефтяных месторождений шахтным способом, так же как и разработка угольных и рудных месторождений, состоит из следующих этапов: вскрытия, подготовки и извлечения полезного ископаемого.
Вскрытие включает в себя проведение горных выработок, открывающих доступ с поверхности земли к шахтному полю.
К выработкам по вскрытию относятся шахтные стволы (подъемный и вентиляционный), околоствольный двор, штольни, квершлаги, капитальные бремсберги, уклоны и др. Выработки по вскрытию шахтного поля, а так же выработки, предназначенные для обслуживания подземного хозяйства, действующие в течение всего периода эксплуатации шахты, относятся к капитальным.
Этап подготовки заключается в проведении выработок, разграничивающих вскрытые запасы нефти на участки, удобные для ее извлечения. К таким участкам относятся откаточные и вентиляционные штреки, орты, разделяющие шахтные поля на этажи и выемочные поля, а также участковые бремсберги, уклоны.
Для извлечения полезного ископаемого требуется проведение дополнительных (нарезных) выработок, обеспечивающих прямой доступ к полезному ископаемому (промежуточные и полевые штреки, буровые камеры, уклоны, ходки к ним).
1.1.4 Состав добываемого сырья
Нефть Ярегского месторождения относится к нафтено-ароматическим. Легкие фракции, выкипающие до 200 С, отсутствуют. Вязкость нефти при пластовой температуре 12000 - 16000 мПа*с. Плотность нефти в пластовых условиях 933 кг/м3, сепарированной - 945 кг/м3, объёмный коэффициент - 1,012.
Состав нефти: акцизные смолы - 67%, силикагелевые смолы - 22%, асфальтены - 3%, парафин - 0,5%, сера - 1,1%, азот - 0,42%, нафтеновые кислоты - 0,45%.
В силу своих специфических характеристик: высокой вязкости нефти, наличия многочисленных тектонических нарушений и трещин, незначительной пластовой энергии и водоносного горизонта большой толщины в основании залежи - запасы Ярегского месторождения относятся к категории трудноизвлекаемых.
1.1.5 Опасные и вредные производственные факторы на предприятии
К опасным и вредным факторам, присутствующим на нефтедобывающей шахте относятся:
1. температура
2. работа на глубине
3. образование взрывоопасных газов
4. утечки углеводородов в атмосферу
5. водоносность слоев пласта - опасность затопления
6. вибрации и шум при бурении пласта
7. влажность
8. опасность взрывов и пожаров
1.1.6 Применяемые на предприятии меры безопасности
На ярегских нефтедобывающих скважинах применяются следующие меры промышленной безопасности:
1. использование оборудования в рудном исполнении
2. сорбирующие элементы
3. бесперебойная воздухоподачи4. эвакуационные выходы
5. указатели объектов
6. применение систем разработки, соответствующих залеганию нефти
7. сокращение протяженности горных выработок
8. горноспасательная служба
9. мониторинг рудничной среды
10. инструктажи и предупреждающие плакаты
1.1.7 Пожарная безопасность
На предприятии используются следующее оборудование и приспособления для осуществления пожарной безопасности:
1. огнетушители
2. песок
3. различные средства ручного пожаротушения: лопаты и противопожарные ткани
4. двери - герметизаторы, для герметизации и локализации районов возгорания
5. система пожаротушения
6. пожарные краны
1.1.8 средства индивидуальной защиты, применяемые на предприятии.
К средствам индивидуальной защиты применяемым на предприятии относятся:
1. спецодежда
2. каски
3. интерферометры
4. противогазы ССП-5 (самоспасатель промышленный - 5)
5. сигнализаторы метана
6. оборудование рудного исполнения (фонари и т.д.)
1.2 ООО "ГСИ - Ухтанефтехиммонтаж"
1.2.1 Краткая история предприятия
Открытое акционерное общество "Компания Нефтехиммонтаж-ЛК" (далее - ОАО "КНХМ-ЛК") зарегистрировано Постановлением Мэра города Когалым Ханты-мансийского автономного округа 26 августа 1999 года. С 2003 года ОАО "КНХМ-ЛК" находится в городе Ухта, Республика Коми.
Цель - стать ведущей строительной Компанией по возведению и обустройству объектов переработки нефтяной и газовой промышленности на Севере Европейской части России, а также за ее пределами.
1.2.2 Технологическая схема предприятия
1.2.3 Перечень основных технологических процессов и аппаратов, машин и механизмов
выполнение строительно-монтажных работ для зданий и сооружений I и II уровней ответственности;
выполнение проектных работ для зданий и сооружений I и II уровней ответственности;
монтаж и ремонт технологического оборудования, металлоконструкций и трубопроводов нефтехимических, химических, газоперерабатывающих производств и других промышленных объектов, в том числе взрывопожарных;
теплоизоляционные и химзащитные работы;
антикоррозийная защита внутренних и наружных поверхностей стальных резервуаров, металлоконструкций и трубопроводов;
работы по прокладке надземных и подземных трубопроводов;
сооружение и ремонт различных типов металлических резервуаров для нефти и нефтепродуктов;
ремонт объектов котлонадзора;
контроль качества строительно-монтажных работ;
пусконаладочные работы и др.
1.2.4 Состав добываемого или перерабатываемого сырья и получаемых продуктов
· Производство общестроительных работ
· Производство общестроительных работ по возведению зданий
· Производство общестроительных работ по строительству мостов, надземных автомобильных дорог, тоннелей и подземных дорог
· Производство общестроительных работ по прокладке магистральных трубопроводов, линий связи и линий электропередачи
· Производство общестроительных работ по прокладке местных трубопроводов, линий связи и линий электропередачи, включая взаимосвязанные вспомогательные работы
· Производство общестроительных работ по строительству электростанций и сооружений для горнодобывающей и обрабатывающей промышленности
· Производство общестроительных работ по строительству гидроэлектростанций
· Производство общестроительных работ по строительству атомных электростанций
· Производство общестроительных работ по строительству тепловых и прочих электростанций
· Производство общестроительных работ по строительству сооружений для горнодобывающей и обрабатывающей промышленности
· Производство общестроительных работ по строительству прочих зданий и сооружений, не включенных в другие группировки
· Монтаж зданий и сооружений из сборных конструкций
1.2.5 Опасные и вредные производственные факторы на предприятии
1) Взрывоопасность;
2) Высокие температуры;
3) Высокие давления;
4) Высокое напряжение;
5) Работа на высоте;
6) Шум и вибрация
7) нарушения нормальной деятельности сердечно-сосудистой и нервной системы, пищеварительных органов, развитие тугоухости, связанные с наличием шума.
8) аварийные загрязнения
9) образование различного рода отходов.
1.2.6 Применяемые на предприятии меры безопасности.
Знаки безопасности, которые могут быть запрещающие, предупреждающие и предписывающие; вентиляция; звукоизоляция, понижающая уровень шума.
1.2.7 Пожарная безопасность
На предприятии имеется порошковое пожаротушение, пенное пожаротушение. По территории всего предприятия проходит наружный противопожарный водопровод, который снабжает водой все огнеопасные объекты.
1.2.8 Применяемые на предприятии средства индивидуальной защиты
Специальная одежда, специальная обувь, средства защиты органов дыхания, средства защиты головы, средства защиты органов слуха, предохранительные приспособления, средства защиты рук.
1.3 ОАО "Северные Магистральные Нефтепроводы"
1.3.1 Нефтеперекачивающая станция "УХТА-1"
1.3.1.1 Краткая история
НПС "УХТА - 1" основано в 1973г. как одна из НПС перекачивающих нефть на участке нефтепровода Ухта - Ярославль. 1991 году, отвечая требованиям переходной экономики "Северные МН" вливаются в единую структуру АК "Транснефть".
Создаются новые и упраздняются старые службы: 13 марта приказом Министерства нефтяной и газовой промышленности СССР № 95 УСМН переименовано в Производственное объединение северных магистральных нефтепроводов (ПО СМН). июля 1997 года решением общего собрания АОО "Северные магистральные нефтепроводы" переименовано в Открытое акционерное общество "Северные магистральные нефтепроводы". Произведена реорганизация ведомственной военизированной охраны и создана служба безопасности при аппарате управления с подчинением генеральному директору ОАО "СМН". В связи с принятием Программы совершенствования организационно - производственной структуры предприятия, где говорилось о выводе из состава ОАО "СМН" непрофильных предприятий, было ликвидировано Подсобное сельское хозяйство. 2003-2004 годах была внедрена комплексная система автоматического пожаротушения на объектах НПС "Ухта - 1", НПС "Ухта - 2", НПС "Приводино".
1.3.1.2 Технологическая схема предприятия
Территория НПС занимает довольно обширную территорию, на которой распологаются различные вспомогательные и технические оборудования, предназначенные для перекачки нефти по нефтепроводу (см. рис.6).
Рис.6 Схема НПС "Ухта-1"
1-проходная; 2-административный корпус; 3-котельная; 4-гараж; 5-ремонтная мастерская; 6-резервуары с топливом; 7-подземные железобетонные резервуары с водой; 8-водонасосная; 9-склады; 10-электрическая подстанция; 11-пожарное депо; 12-площадка регулирующих устройств; 13-основная насосная; 14-площадка с предохранителями; 15-площадка фильтров; 16-узел учета; 17-подпорная насосная; 18-площадка очистных устройств; 19-резервуары для нефтепродуктов.
1.3.1.3 Перечень основных технологических процессов и аппаратов, машин и механизмов
Нефтеперекачивающие станции "НПС" располагаются на нефтепроводах с интервалом 70 - 150 км.
НПС "Ухта - 1" занимается перекачкой нефти с севера на юг. На территории НПС находится 2 резервуарных парка: большой и малый. В состав малого парка входит 4 резервуара объёмом 10000 куб. м. каждый. В состав большого входит 6 резервуаров объёмом 20000 куб. м. каждый. Также имеется парк автомашин. Служба производства экологического мониторинга следит за составом и качеством нефти, поступающей на НПС. Для обеспечения НПС электроэнергией работает понижающая подстанция, берущая электроэнергию с Сосногорского ТЭЦ. Нефть, поступающая в тот или иной резервуар, а также идущая дальше на юг, регулируется системой задвижек. Эта система полностью автоматизирована. Для резервного обеспечения НПС электроэнергией имеется дизельная подстанция. Все процессы по перекачке нефти, система пожаротушения, дизельная подстанция полностью автоматизированы. Для их контроля работает операторская.
1.3.1.4 Опасные и вредные факторы производства
Объекты нефтепроводного транспорта, как носители опасных и вредных факторов, относятся к категории повышенной опасности. Основными факторами, определяющими категорию опасности объектов и технологических процессов нефтепроводного транспорта являются:
взрыво- и пожароопасность нефтегазовой среды;
токсичность нефтегазовой среды;
способность нефтегазовой среды проникать в закрытые полости и пространства, здания и сооружения, скапливаться в различных углублениях и распространяться на большие расстояния и площади по воздуху, земле и водной поверхности;
опасные значения электрического напряжения;
опасные или потенциально опасные значения технологических параметров, в том числе высокие давления, большие объемы и потоки нефти, постоянно участвующие в технологических процессах, в отдельных случаях - высокие температуры.
удушающее воздействие метана на организм человека.
движущиеся части машин и механизмов.
1.3.1.5 Применяемые на предприятии меры безопасности
Для предотвращения чрезвычайных ситуаций, на предприятии имеется система пожаротушения и охлаждения. Резервуары для хранения нефти, нефтеперекачивающие агрегаты оснащены пенным пожаротушением. Также проводятся различные инструктажи и используются информационные таблички и плакаты. Также имеются оборудованные пожарные щиты, пожарные краны, пункты медицинской помощи, применяются СИЗы.
1.3.1.6 Применяемые на предприятии средства индивидуальной защиты
На предприятии используются различные средства индивидуальной защиты:
1. спецодежда
2. респираторы
3. различные защитные средства органов восприятия
1.3.2 Приёмо-сдаточный участок "УХТА - 2"
1.3.2.1 Краткая история
ПСУ "Ухта - 2" работает с 1971 г. Изначально он занимался транспортировкой нефти с севера на юг. На данный момент ПСУ "Ухта - 2" поставляет нефть на ОАО "ЛУКОЙЛ - УХТАНЕФТЕПЕРЕРАБОТКА".
1.3.2.2 Перечень основных технологических процессов и аппаратов, машин и механизмов
На территории ПСУ "Ухта - 2" находится резервуарный парк. Он состоит из 5 резервуаров, объёмом 5000 куб. м. каждый.
Для перекачки нефти используются различные насосы, вспомогательное оборудование: трансформаторная подстанция, снижающая подаваемое по линии электропередач (ЛЭП) напряжения, котельная, а также системы водоснабжения, канализации, охлаждение.
1.3.2.3 Опасные и вредные факторы производства
Опасные и вредные факторы производства включают в себя такие опасные факторы как:
1. Взрывоопасность
2. пожароопасность3. опасность загазованности
4. движущиеся элементы оборудования и машин
5. токсичность нефти и химических веществ
6. прорывы нефтепроводов
1.3.2.4 Применяемые на предприятии меры безопасности
На предприятии применяются следующие меры безопасности:
1. Оборудование защитного типа
2. Мониторинг окружающей среды
3. инструктажи
4. информационные и предупреждающие объекты (плакаты)
5. применение негорючих материалов
6. различные средства пожарной безопасности
1.3.2.5 Применяемые средства индивидуальной защиты
Применяют:
1. Спецодежда
2. очки, наушники
3. респираторы и прочие средства защиты дыхательных путей
2. Основные приемы оказания первой медицинской помощи пострадавшим от несчастных случаев на производстве
2.1 Основные источники несчастных случаев на производстве
Несчастные случаи на производстве - результат несоблюдения требований безопасности, изложенных в правилах и инструкциях по охране труда
Причины возникновения несчастных случаев:
Организационная: отсутствие или некачественное обучение охране труда, отсутствие инструкций по охране труда, неудовлетворительное содержание рабочих мест и т.д.
Технические: несоответствие нормам безопасности конструкции инструмента; неправильный выбор режима обработки, транспортировки; несоблюдение сроков планово-предупредительных ремонтов.
Санитарно-гигиенические: аномальные метеоусловия, загазованность, запылённость, плохое освещение, излучение и т.д.
Психофизиологические: высокая тяжесть и напряжённость труда, повышенная утомляемость, снижение внимательности.
Чаще всего причиной несчастных случаев является человеческий фактор, т.е. неправильные действия людей (непроизвольные или намеренные).
2.2 Типы травм
Травма - повреждение в организме человека, вызванное внешним воздействием.
Травматизм - совокупность травм, повторяющихся при определенных обстоятельствах (гололед, аварии на промышленных предприятиях, автомобильные аварии и другие) у группы населения за определенный отрезок времени (месяц, квартал, год).
В зависимости от травмирующего фактора различают травмы механические (переломы, ушибы), термические (ожоги, отморожения), химические, радиационные, комбинированные, электротравмы.
Механические травмы могут быть открытые (раны) и закрытые, без нарушения целости кожных покровов (ушибы, вывихи, повреждения связок).
Термические ожоги - результат воздействия на человека температур различного порядка.
Радиационные травмы - травмы, полученные в результате воздействия радиации.
Электротравмы - травмы, появившиеся в следствии поражения электрическим током.
2.3 Основные приемы оказания первой помощи пострадавшему от несчастных случаев при поражении электрическим током
Электротравма - повреждения, возникающие в результате воздейст