«ВОРОБЬЕВ Ю.Л., АКИМОВ В.А., СОКОЛОВ Ю.И. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙНЫХ РАЗЛИВОВ ...»

32

Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России

Техническое состояние 6 тыс. скважин нераспределенного фонда недр и 10 тыс. скважин распределенного фонда, не имеющих балансо­держателя, представляет опасность для окружающей среды и недр из-за нефте-, газо- и водопроявлений, которые со временем могут приве­сти к трудноликвидируемым экологическим катастрофам. В связи с тем, что юридического лица, к которому можно было бы применить меры ответственности за поддержание этих скважин в технически бе­зопасном состоянии, не существует, ответственность и расходы по их содержанию несет собственник, то есть государство. При этом отсут­ствует экономический механизм, позволяющий государству компенси­ровать указанные затраты за счет отчислений от доходов компаний-недропользователей.

Одним из наиболее опасных загрязнителей практически всех компо­нентов природной среды (поверхностных и подземных вод, почвенно-растительного покрова, атмосферного воздуха) являются нефтесодержа-щие отходы - нефтешламы.

Нефтешламы представляют собой устойчивые эмульсии, постоянно изменяющиеся под воздействием атмосферы и различных процессов, про­текающих в них. С течением времени происходит естественное их «ста­рение», испарение легких фракций, окисление и осмоление нефти, обра­зование коллоидно-мицеллярных конгломератов, попадание дополнитель­ных механических примесей неорганического происхождения (песок, глина). Устойчивость к разрушению таких сложных многокомпонент­ных дисперсных систем многократно возрастает, обработка и утилиза­ция их представляет одну из труднейших задач. В составе шламов, кро­ме нефти и ее производных, находятся от 40 до 70 различных загрязня­ющих веществ [50, 54, 55, 122].

Нефтешламы в амбарах имеют примерно один и тот же качественный состав и представляют собой двухслойные системы.

Верхний слой «технологического шлама» текуч, хотя и очень вязок. Нефтешлам из верхних слоев амбаров содержит достаточно большое количество углеводородов «дизельной фракции», находящихся в преде­лах 50-80% масс. Содержание воды достигает 23% масс. Водная фаза имеет слабокислую или нейтральную реакцию среды. В составе неко­торых нефтешламов имеются высшие парафины, содержание которых в нижних слоях колеблется до 19% масс. Верхний и нижний слои «технологических» амбаров отличаются не только по химическому со­ставу, но и по своим физическим характеристикам. Плотность верхних слоев лежит в пределах 870-960 кг/м. Плотность нижних слоев может достигать 1500 кг/м. Такое отличие обусловлено содержанием в неф-тешламах различных уровней минеральных веществ. Если для нефте-шлама верхних слоев характерна зольность 2-10%, то в нижних слоях она достигает 67%.

33

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

В настоящее время на многих предприятиях внедряется безамбарное бурение. Подобная технология в первую очередь внедряется на таких месторождениях, как Приобское, и ряде других, находящихся в водоох­ранной зоне. Она является наиболее экологически чистой, позволяющей утилизировать буровой шлам уже в процессе бурения скважин. Безам­барное бурение позволяет строить кустовые основания без шламовых амбаров - отработанный буровой раствор очищается, обезвоживается и вывозится на специальный полигон. В итоге, под бурение скважин отво­дится меньшая территория и исчезает потенциальная опасность попада­ния токсичных веществ из амбара в реки и озера.

Устройство нефтешламового амбара

34

Это особенно важно для северных районов страны. Продукты, посту­пающие в землянные шламовые амбары, являются особенно опасными загрязнениями, т.к. могут попасть в водоемы в результате размыва обваловки амбаров паводковыми водами. Общеизвестен процесс само­очищения водоемов, однако их способность перерабатывать различные загрязнения не безгранична. Вода рек и озер Крайнего Севера, по сравнению с водой умеренных и южных широт, слабо насыщена кис­лородом, органическая жизнь не столь многообразна и обильна. Поэто­му, если в районах средней полосы вода рек может самоочищаться на участках в 200-300 км, то для самоочищения воды в северных усло­виях часто оказывается недостаточной протяженность реки в 1500-2000 км. Такая низкая эффективность процесса самоочищения рек и озер в условиях Крайнего Севера ограничивает сброс в водоемы про­мышленных стоков и отходов.

Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России

Особенно велико вредное влияние на почву нефтепродуктов. В по­чве, загрязненой ими, резко меняется соотношение между углеродом и азотом, что ухудшает азотный режим почв и нарушает корневое питание растений. При углеродных загрязнениях почв из них вытес­няется кислород, почва теряет продуктивность и плодородный слой долго не восстанавливается. Самоочищение почв происходит очень медленно [49].

В настоящее время особенно остро стоит вопрос о ликвидации неф­тешламовых амбаров, образованных на нефтепромыслах фактически с самого начала разработки и эксплуатации месторождений нефти. Не­фтяные амбары сооружались для сброса в специально отведенные на­копители или пруды минерализованных вод, нефтесодержащих отходов подготовки нефти, продуктов зачистки резервуаров, некондиционной нефти и других органикосодержащих и минеральных отходов.

Еще одним трудноутилизируемым отходом нефтешламовых накопи­телей является вторичный шлам, образованный при первичной перера­ботке содержимого амбаров. Многие известные технологии переработки нефтешламов предусматривают предварительное, перед их забором, ме­ханическое перемешивание водного, придонного и донного слоев с нагревом или термопаровую обработку содержимого амбаров. Вторич­ный шлам чаще всего сбрасывается в отдельный накопитель или в тот же амбар.

На сегодняшний день проблема утилизации и переработки вторичных шламов, как и шлама придонного слоя и донного ила не решена, поэто­му полная ликвидация амбаров со сдачей рекультивированных земель постоянным пользователям осуществляется с большими осложнениями и трудностями.

Выбор метода переработки и обезвреживания нефтяных шламов, в основном, зависит от количества содержащихся в шламе нефтепродук­тов. В качестве основных методов обезвреживания и утилизации нефте-отходов практически используются:

• термические методы обезвреживания;
• методы биологической переработки;
• физико-химические методы переработки;
• химические методы обезвреживания.

В настоящее время известно о применении следующих методов (и их комбинаций) обезвреживания и переработки нефтяных шламов:

• сжигание нефтяных шламов в виде водных эмульсий и утилизация
  выделяющегося тепла и газов;
• обезвоживание или сушка нефтяных шламов с возвратом нефте­
  продуктов в производство, а сточных вод - в оборотную циркуля­
  цию и последующим захоронением твердых остатков;

35

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

• отверждение нефтешламов специальными консолидирующими со­
  ставами с последующим использованием в других отраслях народ­
  ного хозяйства либо захоронением на специальных полигонах;
• переработка нефтяных шламов на газ и парогаз, в нефтепродукты;
• использование нефтешламов как сырье (компоненты других отрас­
  лей народного хозяйства);
• физико-химическое разделение нефтяного шлама (растворители,
  деэмульгаторы, ПАВ и др.) на составляющие фазы с последующим
  использованием.

Поскольку не всегда удается достичь одностадийного процесса при обработке шламов, используют комплексные схемы обработки. Зачастую только механические или физико-химические методы не могут дать эф­фективного разделения, а, следовательно, обезвреживания из-за высокой стабилизации дисперсии шлама. Комплексные схемы переработки вклю­чают в себя отстаивание, флотацию, дегазацию, кондиционирование, осуш­ку, обработку коагулянтами и флокулянтами, уплотнение, разделение. Заключительными стадиями обработки может быть размещение на спе­циальных полигонах с применением биотехнологий, сжигание, использо­вание в строительстве и других отраслях промышленности.

Нефтяные скважины, даже законсервированные и ликвидированные по всем правилам и нормам, представляют собой мины замедленного действия. Под влиянием изменений в земной коре они могут в любой момент «ожить», то есть начать выделять нефть, газ, сероводород, плас-товый рассол.

За последние 10 лет, по данным тюменского управления Госгортех-надзора, на территории всей Тюменской области на заброшенных сква­жинах было зафиксировано 58 открытых фонтанов, из которых 44 со­провождались пожарами.

Не меньшую опасность для экологии Западной Сибири представляет выход на поверхность пластовых рассолов и смешение их с питьевыми водами. Рассолы уничтожают пастбища, угрожают растительности, кото­рая в этом регионе и без того, в силу климатических условий, довольно слабая.

В Башкортостане, Удмуртии, на Северном Кавказе и в Самарской области скважины представляют особую опасность в связи с очень высокой плотностью населения. Скважины часто находятся непосред­ственно рядом с населенными пунктами, поэтому любые проявления считаются опасными для человека. В Махачкале, например, в начале 2003 года, прямо посреди двора жилого дома «ожила» скважина, про­буренная еще в 1917 году.

В Пермской области на Краснокамском месторождении из старой сква­жины, оказавшейся посреди курорта минеральных вод Усть-Качка, нефть вытекает прямо на территорию курортных объектов.

36

Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России

Бесхозная нефтяная скважина

Сбор информации и обследование скважин еще не дали полной и достоверной картины по стране. На сегодняшний день в «черном спис­ке» около 500 опасных скважин. Особую проблему представляют сква­жины, которые бурили для подземных ядерных испытаний, поскольку они находятся непосредственно вблизи залежей углеводородов.

Цена ликвидации одной скважины в зависимости от сложности, глу­бины и удаленности от населенных пунктов колеблется от 1 до 50 млн рублей. К тому же, ликвидировав скважину, никогда нельзя исключать вариант, что под влиянием природных факторов она может вновь «ожить». Технологий, обеспечивающих 100%-ную гарантию, пока не существует. Ежегодный мониторинг законсервированных скважин тре­бует от 50 тыс. до 100 тыс. рублей из расчета на скважину. Таким образом, только для обследования 15 тысяч скважин нераспределенного фонда в федеральный бюджет надо закладывать не менее 1 млрд руб­лей. Если же к этому добавить еще и расходы на ликвидацию, стано­вится очевидным - проблема старых скважин неподъемна для государ­ственного бюджета.

На ликвидацию бесхозных скважин в Коми требуется около трех го­довых бюджетов республики. Регион такие затраты не потянет, поэтому нужна соответствующая федеральная целевая программа. Такой вывод сделала комиссия МЧС России, которая проводила в августе 2003 года проверку в республике. С 40-х годов прошлого века в Коми пробурено более 4,5 тысячи скважин, часть из них передана компаниям, а 3,9 тыся­чи скважин остались без надзора.

37

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

На территории Ямало-Ненецкого автономного округа пробурено бо­лее 5000 поисково-разведочных скважин, из них около 1300 находятся на нераспределенном фонде недр. Большая часть скважин пробурена 25-30 и более лет назад и может представлять серьезную потенциальную опас­ность для населения и экологии региона. Существующая на сегодняш­ний день система предусматривает проверку технического состояния ус­тьев законсервированных и ликвидированных скважин не менее двух раз в год. Контроль за такими скважинами осуществляется только на обустроенных месторождениях с развитой инфраструктурой обслужива­ния, а остальные скважины, как правило, вообще не осматриваются и не обследуются. Из-за длительного простоя в скважинах происходят нео­братимые процессы разрушения, их следствие - появление открытых га­зонефтяных фонтанов, разливов нефти, пожаров, засоление почв и водо­носных горизонтов пресных вод [50, 56, 109, 120].

На начало 2004 года на Ямале было ликвидировано 835 скважин, из них 223 - за счет отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы округа. Но в связи с отменой отчислений ставок на воспроизвод­ство минерально-сырьевой базы в регионе прекратилось финансирова­ние работ по ликвидации аварийно-опасных скважин. Огромные масш­табы работы и финансовые вложения на ее осуществление требуют сроч­ного вмешательства со стороны федеральной власти.

В июле 2004 года губернатор Ямало-Ненецкого АО и постоянный пред­ставитель Программы развития ООН подписали соглашение о работе по подготовительной стадии проекта «Программа ликвидации законсерви­рованных нефтяных и газовых скважин в Ямало-Ненецком автономном округе как важнейший фактор дальнейшего экологического и социаль­но-экономического развития региона».

Основные выводы по этой проблеме:

• опасность загрязнения является достаточно высокой при эксплуа­
  тации нефтяных залежей, но еще более возрастает после окончания
  разработки месторождения и ликвидации скважин;
• при существующих методах сооружения и ликвидации скважин вся
  подвижная нефть из залежей, считающихся выработанными, пере­
  текает через ликвидированные скважины в вышезалегающие плас­
  ты или на земную поверхность;
• остаточные запасы нефти на законченных разработкой месторожде­
  ниях велики и экологическая опасность от ее подъема к земной
  поверхности является предпосылкой неблагоприятных изменений
  природной среды;
• проблема предотвращения утечек нефти через ликвидированные
  скважины на месторождениях с законченной разработкой требует
  принятия новых технических решений, больших материальных зат­
  рат на переликвидацию этих скважин навечно и др.

38

Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России

Опасны утечки нефти из работающих или остановленных скважин, эксплуатирующих нефтяные залежи с высокими пластовыми давления­ми - в этом случае утечка нефти происходит через прохудившуюся об­садную колонну и обычно обнаруживается по нефтепроявлениям на зем­ной поверхности в виде грифонов.

Скважины являются искусственными сооружениями из металла и цемента и со временем разрушатся из-за коррозии. Металл в виде ионов растворяется в подземных водах, цемент растрескивается и под­вергается химическому растворению. Скважина превращается в канал. Существующие методы ликвидации скважин могут изолировать залежь от вышезалегающих пластов и атмосферы лишь временно на срок до разрушения цемента и металла. Указанные условия характерны для значительной части нефтяных месторождений уже на стадии окончания разработки и ликвидации скважин. Достаточное для перетоков давле­ние в залежах отличается при жестком водонапорном режиме пластов или как следствие искусственного заводнения залежей.

Вносимые в последние годы некоторые изменения и дополнения в Положение о порядке ликвидации скважин не способствуют снижению экологической опасности этих объектов.

1.2. Разливы при транспортировке нефти и нефтепродуктов

1.2.1. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов

Транспортировка сырой нефти осуществляется по сети трубопроводов, которые поставляют нефть от скважин к хранилищам на промысле или к магистральным терминалам. По магистральным трубопроводам нефть пе­рекачивают к нефтеперерабатывающим заводам или терминалам танкеров.

Нефтепровод представляет собой комплекс сооружений для транспор­тировки нефти и продуктов ее переработки от места их добычи или про­изводства к пунктам потребления или перевалки на железнодорожный либо водный транспорт. В его состав входят подземные и подводные трубопроводы.

В основной состав нефтепроводов входят трубопроводы, насосные стан­ции и нефтехранилища. Скорость движения нефти в трубопроводе -10-12 км/ч.

Магистральный нефтепровод представляет собой сложное сооруже­ние и включает в себя [63, 75]:

- трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к даль­нему транспорту товарной продукции) с запорной арматурой, пере­ходами через естественные и искусственные препятствия, узлами

39

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

подключения нефтеперекачивающих станций (НПС), компрессор­ных станций (КС), узлами пуска и приема очистных устройств;

• установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии,
  линии и сооружения технологической связи, средства телемехани­
  ки трубопроводов;
• линии электропередачи, предназначенные для обслуживания тру­
  бопроводов и устройства электроснабжения и дистанционного уп­
  равления запорной арматурой и установками электрохимической
  защиты трубопроводов;
• противопожарные средства, противоэрозионные и защитные соору­
  жения трубопроводов;
• емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные ам­
  бары для аварийного выпуска нефти, нефтепродуктов, конденсата
  и сжиженных углеводородов;
• здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопро­
  водов;
• постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль
  трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сиг­
  нальные знаки местонахождения трубопроводов;
• головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные
  станции, резервуарные парки;
• пункты подогрева нефти и нефтепродуктов.

На всем протяжении трубопровода через определенные интервалы располагаются мощные насосные станции, обеспечивающие непрерыв­ное движение потока жидкости. Нефтеперекачивающая станция (НПС) является основным объектом трубопроводного транспорта. Разделяют го­ловную и промежуточные НПС. Головная станция предназначена для закачки нефти в трубопровод и создания необходимого напора в начале первого участка (рис. 3).

Как правило, головная перекачивающая станция имеет резервуарный парк для накапливания необходимых для перекачки объемов нефти и их количественного учета; насосную, в которой устанавливаются подпор­ные и мощные магистральные насосы; технологические трубопроводы с площадками фильтров и узлами переключения; камеры пуска скребков очистки трубопровода; очистные сооружения и т.п.

Промежуточные станции находятся по трассе с некоторым шагом, оп­ределенным как гидравлическими, так и другими условиями. Они пред­назначены для создания дополнительного напора, обеспечивающего даль­нейшую транспортировку нефти.

Линейная часть включает трубопровод, отводы от него, подводные переходы через естественные и искусственные преграды, запорные уст­ройства, установки электрохимической защиты трубопровода от корро­зии, системы технологической связи и т.п.

40

Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России

Рис. 3. Схема устройства магистрального нефтепровода

Наиболее массовыми и ответственными объектами контроля и управ­ления на телемеханизированных магистральных нефтепроводах являют­ся линейные задвижки, перекрывающие поток нефти при аварии, кото­рые устанавливаются на линейной части нефтепровода на расстоянии порядка 20-30 км друг от друга.

Сырая нефть и готовые нефтепродукты хранятся в объемных резер­вуарах, обычно располагаемых в удаленных районах. Группы таких резервуаров получили название резервуарных парков. Резервуарный парк (РП) является неотъемлемой частью трубопроводного транспорта. Он предназначен, с одной стороны, для сбора нефти со скважин и первичного разделения нефти и воды, с другой - используется как буфер, связывающий несколько трубопроводных систем. РП включает в себя коллекторы, резервуары и группы резервуаров (для хранения разносортной нефти).

Товарную нефть сдают нефтетранспортным предприятиям (НТП) для передачи на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ).

Нефтепроводы - наиболее экономичный способ транспортировки не­фти. Основная экономическая привлекательность трубопроводного транс­порта основывается на том, что перемещение груза с его помощью осу­ществляется без помощи контейнеров, цистерн и т.д. Кроме того, при использовании трубопровода отсутствует стадия погрузки-разгрузки, тре­бующая больших затрат на оплату труда обслуживающего персонала. Не зависит «труба» и от погодных условий, как, например, танкерный флот.

41

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

При движении по трубопроводам скорость нефти остается постоянной (за исключением случаев аварий), в то время как стоимость транспорти­ровки постоянно снижается по мере роста объема перекачиваемых ре­сурсов. В результате «путешествие» нефти по трубе на расстояние свы­ше 500 км обходится более чем в 10 раз дешевле по сравнению с каким-либо другим способом.

Нефтепроводная система Российской Федерации является составной частью топливно-энергетического комплекса страны. Она формировалась как Единая система нефтеснабжения (ЕСН) [99, 102].

Надежность систем магистрального трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов является важнейшим фактором стабильности и роста эко­номического потенциала России. Этим транспортом перемещается почти 99% нефти и около 25% нефтепродуктов. По ним обеспечиваются постав­ки нефти в страны СНГ и Прибалтики, в европейские государства - в Германию, Польшу, Чехию, Словакию, Венгрию, Словению, Хорватию и Сербию. Кроме того, трубопроводная система позволяет прокачивать нефть к терминалам на Черном и Балтийском морях. В 1999 году было введено новое экспортное направление через Бутинге в Литве, а в 2001 году пост­роен нефтяной терминал в Приморске (Ленинградская область).

ЕСН формировалась как целостная инженерная и экономическая си­стема с централизованным управлением технологическими режимами.

42

Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России

Протяженность нефтепроводных магистральных трубопроводов России составляет почти 50 тыс. км. В состав сооружений магистральных неф­тепроводов входят 387 нефтеперекачивающих станций, резервуарные пар­ки общей вместимостью 17 млн куб. метров.

Более 30% всех магистральных нефтепроводов России состоит из труб большого диаметра - 1020 и 1220 мм; на них приходится транспорти­ровка свыше 70% нефти, поставляемой по системе. Средняя протяжен­ность транспортировки нефти по территории России в настоящее время составляет 2200 километров.

Степень надежности трубопроводного транспорта во многом опреде­ляет стабильность обеспечения регионов России важнейшими топливно-энергетическими ресурсами. Российские трубопроводные системы наи­более активно развивались в 60-80-е годы XX века в связи с перемеще­нием добычи нефти на западносибирские месторождения. Возрастная структура основных фондов магистрального трубопроводного транспор­та нефтепродуктов свидетельствует об их значительном износе - износ основных фондов превышает 70%.

Начиная с 1999 года, в России началось последовательное увеличение объемов нефтедобычи (рис. 4).

Одновременно с ростом добычи идет увеличение мощности нефте-транспортной системы, техническое перевооружение существующих ма­гистралей. За последние три года в России построено 1,5 тыс. км новых нефтепроводов, реконструировано и введено в эксплуатацию 19 нефте­перекачивающих станций (НПС).

43

Согласно Энергетической стратегии России [47], добыча нефти в стране будет возрастать. Существующие мощности ЕСН позволяют транспор­тировать весь предполагаемый объем добытой нефти в намеченный пе­риод, а с учетом строительства новых магистральных трубопроводов на

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

Северо-Западе страны, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, а также реконструкции и расширения уже существующих трубопроводов, диверсифицировать поставки нефти на экспорт в зависимости от рыноч­ной конъюнктуры.

Эксплуатацию системы магистральных нефтепроводов осуществляет ОАО «АК «Транснефть» [116]. Это вертикально интегрированная компа­ния, одна из естественных российских монополий, в которую входят 12 региональных трубопроводных объединений, основным видом деятельно­сти которых является транспортировка сырой нефти. В холдинг входит также ряд сервисных организаций, занимающихся проектированием, стро­ительством, эксплуатацией и капитальным ремонтом нефтепроводов. На предприятиях холдинга работает 62 тыс. человек.

ОАО «АК «Транснефть» является преемником «Главтранснефти» (Глав­ного управления по транспорту нефти). Это управление было создано как одно из подразделений Министерства нефтяной промышленности СССР. В то время в его состав входило 17 региональных объединений, пять из которых находились за пределами территории России. Сегодня ОАО «АК «Транснефть» - крупнейшая в мире нефтепроводная компания.

Возрастной состав действующих объектов АК «Транснефть»:

• 38% нефтепроводов эксплуатируется свыше 30 лет;
• 37% нефтепроводов находятся в эксплуатации от 20 до 30 лет;
• 25% нефтепроводов находятся в эксплуатации менее 20 лет;
• 31% резервуарных парков находится в эксплуатации свыше 30 лет;
• 38% резервуарных парков находится в эксплуатации от 20 до 30 лет.
  Экспорт нефти в 2004 году в дальнее зарубежье составил 182,5 млн

тонн, еще 40,3 млн тонн было экспортировано в ближнее зарубежье. Ос­новные объемы нефти экспортировались по системе «Транснефти» - в дальнее зарубежье по трубам было перекачано 176 млн тонн. В 2004 году пропускная способность российской трубопроводной сети выросла на 20 млн тонн и в настоящее время ее мощность составляет около 255 млн тонн.

Планируемая интеграция трубопроводов «Дружба» и «Адрия» позво­лит увеличить объемы экспорта. Этот проект предполагает транспорти­ровку нефти до глубоководного порта Омишаль (Хорватия) с поэтап­ным увеличением существующих трубопроводных мощностей (на 5, 10 и 15 млн тонн в год). Маршрут общей протяженностью более 3 тыс. км проходит по территории России, Белоруссии, Украины, Хорватии, Венг­рии и Словакии. Реализация проекта началась осенью 2004 года.

В Послании Федеральному Собранию Российской Федерации (26 мая 2004 года) Президент Российской Федерации В. Путин обратил внима­ние на необходимость государственного контроля над развитием инфра­структуры страны, обозначил также приоритетные направления дивер­сификации поставок российской нефти.

44

Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России

В течение ближайших 6 лет «Транснефть» предлагает построить свы­ше 6,5 тыс. км трубопроводов общей стоимостью более 24 млрд долла­ров. Средняя удельная стоимость строительства составляет 3,7-3,8 млн долларов на 1 км ввода трубопроводов.

Проекты расширения системы магистральных нефтепроводов:

• строительство третьей очереди Балтийской трубопроводной системы
  с поэтапным увеличением мощности направления с 42 до 50 млн
  тонн к концу 2004 года и до 62 млн тонн нефти в конце 2005
  года. Работы по расширению этой системы проводятся с учетом
  пропускной способности транспортных маршрутов по бассейну
  Балтийского моря и требований международной конвенции по
  безопасности транспортировки нефти и нефтепродуктов;
• интеграция нефтепроводов «Дружба» и «Адрия» и формирование
  нового экспортного направления через глубоководный порт Оми-
  шаль (Хорватия), позволяющий принимать танкеры дедвейтом до
  500 тыс. тонн, с доведением экспорта нефти до 15 млн тонн в год;
• Каспийско-Черноморско-Средиземноморское направление планиру­
  ется развивать путем увеличения пропускной способности трубо­
  провода Атырау - Самара до 25-30 млн тонн нефти в год. Рас­
  сматривается проект расширения мощности системы ЗАО «Каспий­
  ский трубопроводный консорциум» до 67 млн тонн в год;
• увеличение экспорта нефти через Новороссийский порт Шесхарис
  до 50 млн тонн нефти в год;
• строительство нефтепровода Тайшет-Перевозная с возможным от­
  водом на Дацин (Китай) для транспортировки российской нефти в
  страны Азиатско-Тихоокеанского региона;
• начаты предпроектные работы по обоснованию создания новой тру­
  бопроводной системы в направлении Баренцева моря экспортной
  мощностью до 120 млн тонн нефти в год для выхода на рынки
  США и Европы;
• реконструкция и расширение действующей системы магистральных
  нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» [80, 81, 116].

Министерство экономического развития и торговли Российской Фе­дерации прогнозирует рост добычи нефти в России к 2015 г. до 555 млн тонн при условии интенсивной разработки месторождений, в том числе Тимано-Печорского бассейна и освоения ресурсов Восточной Сибири, Республики Саха (Якутия). Это было заложено в проекте среднесроч­ной программы социально-экономического развития страны, подготов­ленной в конце 2004 года.

Программа предусматривает меры по развитию нефтепроводного транс­порта и расширение поставок нефти на экспорт по железной дороге в страны азиатско-тихоокеанского региона. В среднесрочный период плани­руется также начать строительство нефтепровода из Западной Сибири на

45

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

побережье Баренцева моря (в район Мурманска или порт Индига) с объе­мами транспортировки 50-70 млн тонн нефти в год. Это позволит сфор­мировать новый экспортный канал на европейский рынок и рынок США, снизить риски экспортных поставок нефти, осуществляемых в настоящее время через турецкие проливы, а также осуществить замещение экспорта нефти железнодорожным и другими видами транспорта. При завершении строительства нефтепровода поставки нефти по этому направлению могут начаться после 2010 года с ориентацией на эту трубу экспортных поста­вок нефти с Тимано-Печорского бассейна, Западной Сибири и части тран­зитных поставок казахстанской нефти по системе «Транснефть.

Решение о строительстве нефтепровода «Восточная Сибирь - Тихий океан» было принято 13 марта 2003 года на заседании Правительства Российской Федерации. В июне 2004 года компания «Транснефть» за­вершила разработку обоснования инвестиций в строительство нефтепро-водной системы, в том числе оценку воздействия трубопровода на окру­жающую среду. В итоге был выбран маршрут Тайшет - Казачинское -Тында - Сковородино - Хабаровск - бухта Перевозная (Хасанский рай­он Приморского края). Протяженность трубопровода диаметром 1220 мм составит 4118 км. Нефтепровод мощностью 80 млн тонн нефти в год будет перекачивать ее для дальнейшей отправки танкерами в страны Азиатско-Тихоокеанского региона - в Китай, Японию, Республику Ко­рею, Индонезию и Австралию [114, 116].

Ввод в эксплуатацию этой нефтепроводной системы позволит уско­рить формирование новых центров добычи нефти в Восточной Сибири и республике Саха (Якутия). Планируется, что сырьевой базой для нефтепровода станут нефтяные месторождения в Эвенкии, Иркутской области и Якутии, которые находятся в стадии освоения. Кроме того, согласно документации «Транснефти», в Перевозную будет также по­ступать нефть с месторождений Ханты-Мансийского округа (рис. 5).

Основными районами, обеспечивающими ресурсную базу новой неф­тепроводной системы, являются Томская область и Ханты-Мансийсий автономный округ в Западной Сибири, а также нефтегазоносные про­винции Восточной Сибири, из которых самыми крупными являются Лено-Тунгусская и Хатанго-Вилюйская. В пределах Томской области к настоя­щему времени открыто 92 месторождения, в разработке находятся еще 19. В Ханты-Мансийском округе имеется 26 открытых месторождений. Ос­новная часть разведанных запасов нефти Восточно-Сибирского региона сосредоточена в Иркутской области, а также в Эвенкии, Красноярском крае и Республике Саха (Якутия). Поступление нефти в систему в райо­не Тайшета и Казачинское с учетом расходов на нужды регионов могут составить 56 млн тонн в год.

Основным направлением системы являются страны Азиатско-Тихо­океанского региона - наиболее динамично развивающийся сегмент ми-

46

Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России

Рис. 5. Схема нефтепровода «Восточная Сибирь - Тихий океан»

рового рынка сырой нефти и нефтепродуктов. В 2002 году объем потребления нефти и нефтепродуктов в АТР составил 992 млн тонн, или 28% общемирового потребления. Наиболее крупные потребители здесь - это Китай, Япония, Южная Корея, Индия, Индонезия, Австра­лия. Согласно прогнозам, потребление нефти и нефтепродуктов в ре­гионе к 2010 году возрастет до 1510 млн тонн, к 2020 году до 1970 млн тонн, к 2030 году до 2205 млн тонн.

Трасса проектируемого нефтепровода проходит по территориям семи субъектов Российской Федерации - Иркутской, Читинской и Амурской областей. Республики Бурятия. Еврейской автономной области, Хаба­ровского и Приморского краев. Протяженность проектируемой системы по маршруту Тайшет-Казачинское-Сковородино-Перевозная - 4130 км. Для строительства нефтепровода принимаются трубы диаметром 1220 мм. Трасса характеризуется сложными геологическими, гидрологическими и сейсмическими условиями. На основном ее протяжении предусматрива­ется подземная прокладка трубопровода. Предстоит преодолеть свыше 436 км болот, более 1 тыс. км скальных и полускальных грунтов, зоны вечной мерзлоты, курумы, разломы, карстовые породы, селевые и ополз­невые участки, косогоры со значительными уклонами. На пути имеется около 50 больших и малых рек, десятки автомобильных и железнодо­рожных дорог.

Обслуживание трубопровода предполагается бригадами, входящими в состав линейных эксплуатационных станций, которые расположены на гор­ных участках через 80-100 км, на равнинах - через 200-250 км. При НПС

47

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

и у линейных задвижек, где отсутствуют дороги, предусмотрены вертолет­ные площадки. Проектируются 32 нефтеперекачивающие станции, в том числе 13 с резервуарным парком с суммарным объемом 2670 тыс. куб. м. В состав производственных объектов морского комплекса входят грузо­вые причалы, в том числе один для танкеров дедвейтом 300 тыс. тонн, причалы портофлота, объекты вспомогательного назначения. Все соору­жения и здания системы предусматривают необходимую компоновку объек­тов и рассчитаны на сейсмическую нагрузку [101].

31 декабря 2004 года Премьер-министр Российской Федерации Ми­хаил Фрадков подписал постановление о проектировании и строитель­стве единой нефтепроводной системы по маршруту город Тайшет (Ир­кутская область) - город Сковородино (Амурская область) - бухта Пе­ревозная (Находка, Приморский край) общей мощностью до 80 млн тонн нефти в год (трубопроводная система «Восточная Сибирь - Тихий оке­ан»). Функции заказчика проектирования и строительства трубопровод­ной системы возложены на компанию «Транснефть».

Минприроды России надлежало разработать программу геологичес­кого изучения и предоставления в пользование месторождений углево­дородного сырья Восточной Сибири и Дальнего Востока и по согласова­нию с Минпромэнерго России и Минэкономразвития России утвердить ее. Кроме того, до 1 мая 2005 года должны были определены этапы стро­ительства этой трубопроводной системы с учетом программы предостав­ления в пользование месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Дальнего Востока. Минтрансу России совместно с Миноборо­ны России было поручено разработать порядок захода в бухту Перевоз­ная и выхода из нее с целью обеспечения безопасности плавания в аква­тории специализированного порта и на подходах к бухте.

МПР России настойчиво предлагает перенести конечный пункт неф-тепоровода в Находку.

Стоимость проекта оценивается в 10,75 млрд долларов. Согласно по­становлению, органам государственной власти Республики Бурятия, Ир­кутской, Читинской и Амурской областей, Еврейской автономной облас­ти, Хабаровского и Приморского краев рекомендовано оказывать содей­ствие в решении вопросов, связанных со строительством объектов новой трубопроводной системы.

После США Россия занимает второе место по протяженности магист­ральных трубопроводов. Схема транспортировки нефти по сети действу­ющих магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» представ­лена на рис. 6 [116].

И хотя этот способ транспортировки нефти считается наиболее безо­пасным, однако все больше фактов свидетельствуют о том, что безопас­ности на нефтепроводах России по-прежнему уделяется недостаточно внимания.

48

Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России

нефтепроводы нефтеперекачивающая станция

ПОРТ

пункт налива в цистерны ftt нефтепереганньй завод

Квн"Кимс

Средняя норма сохранности трубопроводов составляет порядка 30 лет. Ее конкретное значение зависит от почвы, климата и других факторов.

Наибольшее негативное воздействие объектов магистральных нефте­проводов (линейная часть, насосные станции, резервуарные парки) свя­зано с загрязнением нефтью окружающей природной среды и пожаром при воспламенении разлитой нефти. При этом основной ущерб от одной аварии, достигающий нередко нескольких миллионов рублей, вызывает­ся разгерметизацией линейной части магистральных нефтепроводов.

Считается, что аварии на нефтеперекачивающих станциях (НПС) и в резервуарных парках имеют локальный характер и не могут нанести су­щественного ущерба населению и окружающей среде.

В результате разлива нефти и ее воспламенения возможно поражение людей. Основными поражающими факторами в этом случае будут терми­ческое излучение и отравление продуктами горения нефти. Расчеты пока­зывают, что при загорании разлившейся нефти термическая радиация не­гативно воздействует на постройки и людей на расстоянии до 60-80 м от края разлива. При горении нефти выделяется значительное количество токсичных газов: сернистый ангидрид, двуокись азота и угарный газ. По-

49

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

этому при авариях подобного рода требуется разработка мероприятий по защите населения близлежащих населенных пунктов [37, 53].

Значительный разлив нефтепродуктов в 2003 году произошел 29 ян­варя в Пензенской области. Порыв трубы отвода от магистрального неф­тепровода «Дружба» в 4 км юго-западнее г. Кузнецка привел к разливу 10 000 т нефти с последующим ее возгоранием. Разрыв произошел на магистральной трубе диаметром 1220 мм, с толщиной стенок 11 мм.

В середине июля 2003 года в Ханты-Мансийском АО произошла круп­ная экологическая катастрофа на Ловинском месторождении ТПП «Урай-нефтегаз». В течение 5 дней, начиная примерно с 10 июля, нефть выли­валась в окружающую среду через прорыв в трубе. По некоторым дан­ным, вылилось около 10 тыс. тонн. Река Мулымья (левый приток Конды) на 100 км оказалась покрыта маслянистой пленкой, под которой погибло все живое [109].

Другим крупным оператором трубопроводных систем России являет­ся ОАО АК «Транснефтепродукт» [117].

ОАО «АК «Транснефтепродукт» включено в перечень акционерных обществ, производящих продукцию (товары, услуги), имеющую страте­гическое значение для обеспечения национальной безопасности государ­ства. Компания и ее 8 дочерних обществ, занимающиеся транспортиров­кой нефтепродуктов, включены в реестр субъектов естественных моно­полий. Численность работающих в холдинге составляет 15,7 тыс. человек.

Основные регионы деятельности: Кемеровская, Новосибирская, Омс­кая, Тюменская, Курганская, Челябинская, Свердловская, Пермская, Нижегородская, Владимирская, Московская, Рязанская, Тульская, Ка­лужская, Орловская, Брянская, Оренбургская, Самарская, Ульяновская, Пензенская, Тамбовская, Липецкая, Воронежская, Белгородская, Курс­кая, Ростовская области; Краснодарский и Ставропольский края. Рес­публики: Башкортостан, Удмуртия, Татарстан, Чувашия, Мордовия, а также зарубежные государства - Казахстан, Украина, Белоруссия, Лит­ва, Латвия.

ОАО «АК «Транснефтепродукт» - одна из крупнейших в мире и един­ственная в России компания, транспортирующая светлые нефтепродук­ты (дизельное топливо, бензин, керосин) от 16 нефтеперерабатывающих заводов (14 НПЗ на территории России и 2 НПЗ на территории Бело­руссии) в различные регионы России, Украины, Белоруссии, Латвии, Казахстана, а также в страны дальнего зарубежья, по системе магист­ральных нефтепродуктопроводов (МНПП).

На сегодняшний день длина нефтепродуктопроводов компании со­ставляет 18 923 км. Из них магистральных нефтепродуктопроводов -14 848 км, отводов - 4075 км, в том числе:

• по территории России - 15 733 км;
• по территории Украины - 1434 км;

50

Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России

• по территории Белоруссии - 1 493 км;
• по территории Казахстана - 263 км;
• совместное предприятие ЛатРосТранс по территории стран Балтии -
  415 км.

В систему Компании входит 95 перекачивающих насосных станций. Схема продуктопроводов ОАО «АК «Транснефтепродукт» изображена на рис. 7.

51

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

Главная цель компании на ближайшие годы - вывести трубопровод­ные магистрали на побережья Балтийского и Черного морей. Решение этой задачи позволит снизить до минимума зависимость российского экспорта от сопредельных стран, послужит развитию экономической инфраструктуры государства и укреплению обороноспособности Рос­сии. После окончания строительства Северного и Южного проекта протяженность сети нефтепродуктопроводов увеличится до 23 тыс. км. Экспортная составляющая возрастет до 30-40 млн тонн нефтепродук­тов в год.

Строительство продуктопровода «Кстово - Ярославль - Кириши -Приморск» (проект «Север») протяженностью 1309 км было признано стратегически важным для Российской Федерации. Этот проект был одобрен распоряжением правительства РФ № 853-Р от 24.06.2002 г. и включен в долгосрочные федеральные программы развития топливно-энергетического комплекса Российской Федерации. Российские нефтя­ные компании смогут экспортировать светлые нефтепродукты через российские порты, минуя территории соседних государств. В Примор-ске, в дополнение к существующему терминалу «Транснефти», будет создан резервуарный парк на 720 тысяч кубометров. Полная мощность системы должна составить 24,6 млн тонн в год. В октябре 2004 года компания «Транснефтепродукт» начала строительство по проекту «Се­вер». Окончание строительства запланировано на 4 квартал 2006 года [93, 117].

Компания занимается также продажей нефтепродуктов, краткосроч­ным их хранением в технологических резервуарах и предоставляет услу­ги по наливу нефтепродуктов в железнодорожные (на 11 пунктах) и ав­томобильные (на 55 пунктах) цистерны.

В 2004 году по трубопроводам компании «Транснефтепродукт» было перекачано 27,1 млн тонн нефтепродуктов.

Средний срок эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов ОАО «АК «Транснефтепродукт» при нормативном 33 года составляет в настоящее время 26,2 года, свыше 7,6 тыс. км трубопроводов (40%) эксп­луатируется более 33 лет.

Основными нерешенными проблемами безопасности магистрального трубопроводного транспорта системы нефтепродуктопроводов ОАО «АК «Транснефтепродукт» являются:

• критическое состояние трубопроводов, эксплуатируемых более 30
  лет, с устаревшим оборудованием;
• недостаточная оснащенность линейной части трубопроводов сред­
  ствами телемеханики, позволяющей оперативно обнаруживать и ло-
  кализовывать утечки нефтепродуктов (данными средствами осна­
  щено лишь около 15% от общей протяженности нефтепродуктоп­
  роводов);

52

Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России

- ограниченные возможности проведения внутритрубной дефектос­
копии более чем на 50% протяженности нефтепродуктопроводов
(не было предусмотрено проектными решениями в 1960-1970-е
годы).

Основной задачей акционерных обществ должно стать обеспечение финансирования наиболее приоритетных работ. Приоритетность предпо­лагается установить совместно с надзорными органами. Это нужно для налаживания последующего государственного надзора за их выполнени­ем. В качестве критериев определения приоритетности работ предлагает­ся принять:

• обеспечение замены и реконструкции изношенных участков магис­
  тральных трубопроводов и аварийно-опасных объектов, а также ус­
  транение опасных условий их эксплуатации;
• осуществление в обоснованных объемах работ по диагностирова­
  нию магистральных трубопроводов;
• завершение оснащения трубопроводов надежными средствами ав­
  томатики, телемеханики, связи, контроля утечек продукта и совер­
  шенствование системы мониторинга за состоянием объектов трубо­
  проводного транспорта;
• организацию отечественного производства современных техничес­
  ких средств, необходимых для обеспечения безопасного функцио­
  нирования, строительства и ремонта трубопроводов.

К надежности нефтепроводов

Анализ аварийности магистральных нефтепроводов страны за 1992-2000 годы, выполненный Госгортехнадзором России, показывает, что ос­новными причинами аварий за эти годы явились:

• внешние физические воздействия на нефтепроводы (34,7%);
• нарушения норм и правил производства работ при строительстве и
  ремонте, отступления от проектных решений (24,7%);
• коррозионные повреждения (23,5%);
• нарушения технических условий при изготовлении труб, деталей и
  оборудования (12,4%);
• ошибочные действия эксплуатационного и ремонтного персонала
  (4,7%).

Частями нефтепроводов, которые наиболее подвержены механическим повреждениям, являются клапаны, фитинги трубопровода, насосные стан­ции, а в особенности прокладки, сальники и флянцы. Размеры отвер­стий в этих элементах малы, и средний объем разлива сквозь механичес­кие повреждения составляет порядка 200 м.

Некоторые данные об аварийности и ее динамики на нефтепроводах приведены в таблицах 5 и 6 [68].

53

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

Таблица 5 Аварийность на магистральных нефтепроводах России

Динамика аварийности на магистральных нефтепроводах отражена в таблице 6 (включены аварии с выходом нефти более 1 тонны). Что происходит при нарушении целостности трубопровода: - первая стадия «напорного» истечения, происходящая от момента аварии до момента отключения перекачивающей станции. Эта стадия ха­рактеризует истечение нефти (или нефтепродукта) через образовавшее­ся отверстие при работающей перекачивающей станции. Как правило, в

Таблица 6 Динамика аварийности на магистральных нефтепроводах России

Годы	Протяженность нефтепроводов, тысяч км	Число аварий	Число аварий на 1000 км
1985	62,2 (СССР)	27	4
1986	64,2 (СССР)	24	0,43
1987	64,1 (СССР)	16	0,25
1988	65,9 (СССР)	25	0,38
1989	66,3 (СССР)	17	0,26
1990	66,7 (СССР)	17	0,25 (по России 0,27)
1991	49,7 (Россия)	10	0,20
1992	49,7 (Россия)	10	0,20
1993	49,7 (Россия)	12	0,24
1994	49,7 (Россия)	6	0,12
1995	49,6 (Россия)	7	0,14
1996	49,6 (Россия)	10	0,20
1997	49,0 (Россия)	3	0,06
1998	48,9 (Россия)	3	0,06
1999	48,6 (Россия)	3	0,06

54

Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России

этот период давление в месте аварии не меняется во времени, и количе­ство вытекшей жидкости определяется разностью давлений вне и внут­ри трубопровода в месте аварии, площадью отверстия и продолжитель­ностью этого периода;

• вторая стадия «безнапорного» истечения, происходящая после от­
  ключения перекачивающей станции и до момента перекрытия линейных
  задвижек, изолирующих поврежденный участок от остальной части тру­
  бопровода;
• третья стадия безнапорного истечения, происходящая от момента
  перекрытия линейных задвижек и до момента ликвидации аварии (или
  полного вытекания жидкости). В течение второй и третьей стадий жид­
  кость вытекает через отверстие под действием собственного веса. При
  этом в наивысших точках трубопровода последовательно, один за дру­
  гим, происходят разрывы сплошности потока и образования в этих мес­
  тах полостей, заполненных насыщенными парами нефти (или нефтепро­
  дукта), в которых давление равно упругости паров нефти.

Процесс истечения заканчивается либо тогда, когда авария ликвидиру­ется (восстанавливается герметичность трубопровода), либо тогда, когда нефть прекращает вытекать из отверстия сама. Последнее происходит, когда давление внутри трубы в месте аварии снижается до атмосферного.

Вообще аварией на магистральном нефтепроводе считается внезап­ный вылив или истечение нефти (утечки) в результате полного разру­шения или повреждения нефтепровода, его элементов, резервуаров, обо­рудования и устройств, сопровождаемые одним или несколькими из сле­дующих событий:

• смертельным травматизмом людей;
• травмированием людей с потерей трудоспособности;
• воспламенением нефти или взрывом ее паров;

• загрязнением рек, водоемов и водотоков сверх пределов, установ­
  ленных стандартом на качество воды;
• утечками нефти объемом 10 м и более.

Инцидентом считается отказ или повреждение оборудования или тех­нических устройств на объектах магистрального нефтепровода, отклоне­ния от режима технологического процесса, нарушения законодательных и правовых актов Российской Федерации и нормативных документов, устанавливающих правила ведения работ на объектах магистрального нефтепровода, которые могут сопровождаться утечками нефти объемом менее 10 м без воспламенения нефти или взрыва [35, 37, 39, 72].

Работоспособность труб нефтепроводов определяется совокупностью следующих основных характеристик: геометрическими и механическими характеристиками труб; защищенностью нефтепровода от коррозии; на­грузками, действующими на трубы (внутренними и внешними); дефек­тами металла труб, сварных швов, изоляционного покрытия.

55

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

Для поддержания технического состояния нефтепровода на достаточ­но высоком уровне и обеспечения постоянной работоспособности необ­ходимо в процессе эксплуатации контролировать все указанные выше характеристики и параметры.

В зависимости от назначения нефтепровода наиболее важными (конт­ролирующими работоспособность труб) являются либо одни, либо другие характеристики. Для магистральных нефтепроводов, по которым перека­чивают подготовленные нефти, не агрессивные по отношению к металлу труб, наиболее важными характеристиками являются дефекты металла трубы и сварных швов. Они представляют собой концентраторы напряже­ний и в процессе эксплуатации трубопровода способны привести к разви­тию усталостных трещин и внезапному разрыву труб нефтепровода.

Существуют отдельные участки магистральных и внутрипромысловых нефтепроводов, по которым перекачивается продукт умеренной агрес­сивности (например, увлажненная нефть). На этих участках факторы химической агрессивности и механических напряжений приводят к ме-ханохимическому разрушению.

Ускоренное развитие разрушения (рост дефектов) происходит в местах концентрации напряжений (механические дефекты, сварные швы, конструктивные концентраторы напряжений типа тройников, штуцеров).

Разрушения в длину (трещина распространяется по длине трубы) всегда происходят от дефектов и под действием внутреннего давления.

Дефекты бывают коррозионные, сварочные и механические (непро­вар, трещина, царапина, вмятина, гофр и т.д.). Такие разрушения возни­кают внезапно при эксплуатации под действием рабочих давлений, а также при гидроударах и гидроиспытаниях трубопроводов. В ряде случаев раз­рушения происходят по кольцевому (монтажному) шву. Причиной та­ких разрушений являются непровары и другие дефекты сварки в сочета­нии с перенапряжением в осевом направлении трубы.

Разрушения в длину трубы и по кольцевому шву нефтепровода с рас­крытием трещины обычно имеют тяжелые последствия.

На нефтепроводах нередко возникают сквозные дефекты (свищи), ко­торые подлежат немедленной ликвидации по мере обнаружения. Свищи могут иметь различное происхождение: коррозионное, сварочное, уста­лостно-механическое.

Большая проблема связана с развитием коррозионных процессов на трубопроводах. Около 35% нефтепроводов практически не имеют анти­коррозионной защиты из-за значительной потери защитных свойств по­крытий. И как следствие этого - более 10 тыс. участков труб, прокорро-дированных до 50% от толщины их стенки. Такое положение через не­сколько лет может послужить причиной крупных аварий и техногенных катастроф. Коррозионные повреждения отечественных трубопроводов

56

Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России

начинают проявляться уже спустя пять-десять лет с начала их эксплуа­тации, приводя к резкому нарастанию частоты отказов.

Коррозионные свищи на магистральных нефтепроводах возникают при нарушении наружной изоляции. Отсутствие катодной защиты или нали­чие сильных блуждающих токов приводят к быстрому образованию и развитию коррозионных язв (питтингов). Скорость коррозии на нефте­проводах может находиться от нуля до 1 мм в год по толщине. Свароч­ные свищи обычно возникают на кольцевых швах, если швы выполня­лись газопрессовой сваркой (такой способ сварки применялся в СССР на первых магистральных нефтепроводах). При современных способах сварки с применением электрической дуги (ручная, контактная) появле­ние таких дефектов считается маловероятным.

Усталостно-механические свищи - результат развития усталостных трещин от механических и других дефектов на стенке трубы. Это - наи­более опасные свищи - результат первого этапа усталостного разруше­ния трубы. Дальнейший рост трещины приводит ко второму этапу раз­рушения - ускоренному раскрытию трубы и аварии.

Дефекты появляются при транспортировке труб, строительстве и экс­плуатации нефтепровода. Дефекты наносятся сторонними организация­ми, а также ремонтно-строительными управлениями во время ремонт­ных и профилактических работ на трассе.

При длительной эксплуатации сказывается химическая и тектоничес­кая активность почвы. Большое количество дефектов имеет коррозион­ное происхождение, особенно в южных регионах страны и на участках, где блуждающие токи в грунте значительны.

Используемые в настоящее время средства диагностики, включая сред­ства внутритрубной диагностики, не позволяют обнаружить все опасные дефекты (дефекты сварных швов, трещиноподобные дефекты). Степень обнаруживаемости опасных дефектов можно оценить примерно в 40~50% (на сварных швах ожидается больше дефектов, чем на основном металле труб) [37, 39, 41, 51, 99].

Поскольку всегда существует опасность утечки, то предусматривают­ся проектные меры, которые должны обеспечить как обнаружение утеч­ки, так и остановку процесса перекачки, чтобы ограничить объем вы­текающей нефти.

На объем утечки влияние оказывают следующие факторы:

• размер повреждения трубопровода (размер отверстия);
• давление в месте утечки во время работы и остановки системы;
• диаметр трубопровода и скорость перекачки;
• расстояние между клапанами;
• время, требуемое для обнаружения утечки, остановки насосов и за­
  крытия клапанов;
• топографические условия вблизи места утечки.

57

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

Система обнаружения утечек должна быть достаточно чувствитель­ной для обнаружения очень малых утечек. Но попытка достичь такой чувствительности делает работу систему нестабильной, когда происхо­дит большое количество ложных срабатываний.

Для обнаружения утечек на трубопроводе применяется целый ряд ана­литических методов [92]:

• анализ массового баланса;
• анализ поддержания/падения давления;
• акустический анализ волны давления;
• модель перехода в реальном времени (компьютерный анализ);
• статистический анализ (компьютерный анализ).

Помимо аналитических методов используются и методы внешнего мониторинга, такие как:

• ручные ультразвуковые системы;
• спутниковые системы;
• волоконно-оптические системы;
• собаки;
• мониторинг полосы отчуждения и др.

Методы обнаружения утечек и мониторинга состояния нефтепровода приведены в таблице 7.

Оценки времен обнаружения утечки и остановки системы перекачки нефти для различных вариантов размера отверстия (таблица 8).

Проверка внутреннего состояния трубопровода с использованием из­мерительного скребка, оборудованного датчиками, в первую очередь, ис­пользуется для мониторинга дефектов, который позволяет обнаружить и устранить потенциальные проблемы задолго до того, когда произойдет утечка. Эта проверка используется как инструмент для предотвращения утечек посредством оценки целостности трубопровода.

Транспортировка больших объемов нефти при высоких давлениях тре­бует постоянной работы по обеспечению надежности магистральных неф­тепроводов и предупреждению отказов, аварий.

В компании ОАО «АК «Транснефть» к этим направлениям относят следующие [116]:

• оснащение специализированных аварийно-восстановительных пун­
  ктов современным оборудованием и техническими средствами для
  ликвидации аварий и устранения дефектов нефтепроводов, в том
  числе на подводных переходах и нефтепроводах, проложенных в
  условиях болотистой и обводненной местности;
• внедрение систем мониторинга технического состояния магистраль­
  ных нефтепроводов и их объектов, в том числе с применением ди­
  агностических внутритрубных инспекционных снарядов высокого
  разрешения;
• развитие систем и технологий планирования ремонта и предотвра­
  щения отказов магистральных нефтепроводов, в основе которых ле-

58

Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России

Таблица 7 Методы обнаружения утечек и мониторинга состояния нефтепровода

Методы обнаружения утечек и мониторинга	Размер утечки	Время	Располо­жение	Ложные сра­батывания
Системы обнаружения утечек, состоящие из всех систем, включенных в API 1155
Баланс массы	1%	1 час		5 в неделю
Анализ поддержания падения давления	1%	1 мин		10 в неделю
Акустические волны давления	—	1 мин	+/- 800 м	5 в неделю
Модель перехода в реальном времени	2-3%	30 мин	+/- 2 км	10 в неделю
Статистический анализ	менее 1%	1 час	+/- 300 м	< 1 в месяц
Методы внешнего мониторинга трубопровода (включая обнаружение разлива нефти)
Ручная ультразвуковая система	кг/сек	при исполь­зовании	+/- 1 м	нет
Мониторинг полосы отчуждения	от малого до среднего	на месте	+/- 1 м	нет
Спутниковое наблюдение	средний	при исполь­зовании	+/- 50 м	нет
Собаки	малый	на месте	+/- 1 м	возможны
Мониторинг поврежде­ний в реальном времени		в реальном времени	+/- 50 м	возможны
Трубки-воздушники и диффузионные шланги				нет
Труба-спутник		при исполь­зовании	+/- 1 м	возможны
Электрохимический чувствительный кабель		в реальном времени	5 м	возможны
LIDAR				нет
Металло-оксидный полупроводник				нет
Волоконно-оптическая система отраженного света		в реальном времени		возможны
Волоконно-оптическая акустическая система		в реальном времени	прибл. 5 м	нет

59

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

Таблица 8 Время обнаружения утечек и остановки системы перекачки нефти

Вид работы	Отверстие 5 мм	Отверстие 50 мм	Разрыв трубы по окружности
Время на обнаружение и подтверждение утечки	48 часов	1 час	1 минута
Время на остановку насосов	2 минуты	2 минуты	2 минуты
Время на закрытие блокировочных клапанов на поврежденном участке	7 минут	7 минут	7 минут
Полное время (округленное) с обнаружения до остановки системы	48 часов	69 минут	10 минут

жат анализ информации о фактическом техническом состоянии нефтепровода, оценка степени опасности выявляемых дефектов, их ранжирование и устранение в первую очередь наиболее опасных;

• развитие информационных технологий комплексного анализа тех­
  нического состояния магистральных нефтепроводов и их объектов
  на основе сопоставления данных внутритрубной инспекции, дан­
  ных о состоянии электрохимической защиты от коррозии, данных о
  русловых процессах на подводных переходах, данных об отказах,
  авариях и ситуационных изменениях в зоне трассы трубопроводов;
• создание надежных машин и механизмов для выборочного и капи­
  тального ремонтов магистральных нефтепроводов, позволяющих про­
  изводить ремонт с заменой изоляции и устранением дефектов. В
  состав этих комплексов входят землеройная техника, подкапываю­
  щие, очистные, праймирующие и изоляционные машины нового
  поколения;
• создание стационарных и мобильных рубежей задержания и улав­
  ливания нефти на основе применения современных боновых за­
  граждений и высокоэффективных систем сбора нефти с поверхнос­
  ти воды в целях защиты водных объектов.

По данным АК «Транснефть» показатель аварийности на 2004 год удалось снизить в 7 раз по сравнению с 1999 годом - до 0,04 случая на 1 тыс. км, что соответствует мировому уровню.

В 1991 году приступил к работе созданный Компанией Центр техни­ческой диагностики «Диаскан». Внутритрубными инспекционными сна­рядами ЦТД «Диаскан» на сегодня обследовано более 40 тыс. км трубо­проводов. Причем данные внутритрубной инспекции используются не только для планирования, но и для анализа качества выполненных ре­монтных работ.

Основными мероприятиями по снижению аварийности являются:

• прокладка трубопроводов в антикоррозионном исполнении;
• применение ингибиторов коррозии;

60

Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России

- диагностика трубопроводов с последующей заменой аварийных
участков;

- протекторная и электромеханическая защита трубопроводов.
Следует отметить, что работы по замене аварийно-опасных участков

нефтепроводов в нефтедобывающих компаниях организованы и наращи­ваются в основном в последние годы, однако опережения старения труб до сих пор не достигнуто.

В настоящее время «Транснефть» не испытывает серьезной конкурен­ции. Единственный существующий в России негосударственный нефте­провод принадлежит КТК. Трубопровод протяженностью около 1700 км имеет максимальную расчетную мощность 67 млн тонн.

Специалистами ГУП «НТЦ «Промышленная безопасность», ОАО НИИК, МГУ, МИФИ, ВНИИГАЗ и др. был проведен анализ риска ава­рий ряда нефтепроводных систем (КТК, БТС, Ярославль-Кириши) [53]. Для количественной оценки риска линейной части магистрального неф­тепровода были использовано Методическое руководство по оценке сте­пени риска аварий на магистральных нефтепроводах (таблица 9).

Таблица 9 Количественная оценка риска аварий на нефтепроводных системах

Показатели	Линейная часть МН
	КТК-Р	БТС	Ярославль-Кириши
Частота аварий на трассе, 1/год	0,145	0,170	0,135
Удельная частота аварий на 1000 км трассы, 1/год	0,138	0,211	0,257
Средняя масса утечек нефти при аварии, тонн	680,7	426,6	419
Средняя масса потерь нефти при аварии, тонн	149,9	83,0	81,3
Удельные ожидаемые потери нефти на 1000 км трассы, тонн/год	21,2	17,8	20,9
Удельные ожидаемые средние по трассе потери нефти, т/год	22,2	14,3	11,0
Средний размер ущерба от аварии, руб.,	1 703 800	2 334 600	1 863 000
в том числе: средний размер взыскания за загрязнение окружающей среды	981 540	2 068 300	1 692 300
стоимость потерянной нефти	722 300	266 300	170 750
Интегральный ожидаемый ущерб по трассе, руб./год	262 100	421 000	279 700
Удельный ожидаемый ущерб на однокило­метровом участке трассы, руб./год	251	524	533
Средний балл однокилометрового участка трассы (обобщенный показатель риска)	1,57	2,39	2,91