Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов (стр. 6 )

-  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», , 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	2	1
в том числе: средний размер взыскания за загрязнение окружающей среды		2	1
стоимость потерянной нефти
Интегральный ожидаемый ущерб по трассе, руб./год
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

61

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

При разливе и воспламенении нефти во время аварий на линейной части этих нефтепроводов существует возможность причинения ущерба близлежащим населенным пунктам. Не исключены поражения людей на пересечениях трассы с транспортными магистралями вследствие пожа­ра-вспышки смеси паров нефти с воздухом.

3 июня 1989 года около деревни Улу-Теляк (Башкортостан) произо­шел разрыв трубы продуктопровода, и свыше 4 тыс. тонн углеводород­ной смеси заполнило долину вдоль полотна железной дороги Аша-Уфа. В момент встречи двух пассажирских поездов (Новосибирск - Адлер и Адлер - Новосибирск), в которых находилось 1284 пассажира и 86 членов поездных и локомотивных бригад, произошел взрыв углеводо-родно-воздушной смеси, эквивалентный взрыву 300 тонн тротила. Взры­вом были разрушены 37 вагонов и 2 электровоза, из которых 7 вагонов сгорели полностью, 26 выгорели изнутри. Ударной волной были ото­рваны и сброшены с путей 11 вагонов. Кратковременный подъем тем­пературы в районе взрыва достигал °С. Погибло 575 человек, травмировано 623.

Судебное разбирательство продолжалось почти шесть лет. Продукто-провод «Западная Сибирь - Урал - Поволжье» протяженностью в 1800 км и диаметром 720 мм вошел в эксплуатацию с 1985 года. Еще при проек­тировании и строительстве выявлялись определенные недостатки, кото­рые не были должным образом учтены. За период эксплуатации до момента катастрофы по всей трассе продуктопровода было зафиксирова­но 69 отказов (64%) из-за коррозии, 10 (9,3%) из-за невыявленного заводского брака труб, 6 (5,5%) из-за строительных дефектов, 23 отказа (21,3%)- по другим причинам.

Экспертная комиссия обратила внимание на ряд серьезных упущений при строительстве и реконструкции нефтепровода: недостаточно обосно­ван выбор трассы, использована сталь неподходящих марок, электрохи­мическая защита включена только через 1-2 года. Судебная металловед­ческая экспертиза безоговорочно присоединилась ко всем выводам ко­миссии экспертов.

Данные по надежности промысловых трубопроводов можно просле­дить на основе анализа эксплуатации промысловых трубопроводов Вать-еганского месторождения НГДУ «Повхнефть» (ТПП «Когалымнефтегаз»), расположенного на территории ХМ АО [57].

На Ватьеганском месторождении по состоянию на 01.01.2001 года находилось в эксплуатации около 900 км трубопроводов различного назначения и диаметра. 30% из них составляли нефтесборные трубо­проводы; 9,9% - напорные нефтепроводы от дожимной насосной стан­ции (ДНС) до магистрального нефтепровода; 12,5% - внутриплощадоч-ные нефтепроводы; 43% и 4,6% - высоконапорные и низконапорные

62

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

водоводы соответственно. Более 45% трубопроводов находилось в эк­сплуатации свыше 10 лет.

С 1991 по 2001 год на месторождении произошло 249 порывов нефте­проводов. Данные по порывам на водоводах имелись только за период с 1998 по 2001 год, их количество составило 41. В период с 1997 по 2000 год было отмечено резкое увеличение числа порывов как на нефтепроводах, так и на водоводах, а в 2001 году в динамике аварийности наблюдался незначительный спад (рис. 8). Аналогичная закономерность прослежи­вается и для удельной аварийности трубопроводов (таблица 10).

Таблица 10

Удельная аварийность на промысловых трубопроводах Ватьеганского месторождения

Диаметр, мм	Удельная аварийность, шт./год км
нефтепроводы	водоводы
114	0,012	0,010
159	0,103	-
168	0,038	0,012
219	0,049	0,030
273	0,054	0,034
325	0,045	-
426	0,024	0,250

63

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

Средние значения удельной аварийности в зависимости от назначе­ния трубопроводов имели следующие значения:

нефтесборные трубопроводы - 0,074 шт./год км;

напорные нефтепроводы - 0,026 шт./год км;

низконапорные водоводы - 0,084 шт./год км;

высоконапорные водоводы - 0,017 шт./год км.

Высокие значения удельной аварийности нефтесборных трубопрово­дов и низконапорных водоводов во многом обусловлены режимами тече­ния жидкости в них. Поскольку в трубопроводах данного назначения, как правило, низкие скорости течения, создаются условия для выноса из потока механических примесей с последующим их осаждением на стен­ках труб, что стимулирует коррозионный процесс.

Поскольку основная масса нефтесборных трубопроводов имеет диа­метр 159 мм, а низконапорных водоводов - 426 мм, это объясняет тот факт, что наибольшая удельная аварийность наблюдается на трубопро­водах данных диаметров.

Удельная аварийность трубопроводов в зависимости от их диаметра (таблица 10).

Аварии на трубопроводах наносят значительный экономический и эко­логический ущерб. В среднем ликвидация одной аварии на нефтепрово­де обходилась в 60-70 тыс. руб, при этом разливалось от 0,11 до 0,5 тонн нефти. Общие же затраты на ликвидацию аварий в системе нефтесбора Ватьеганского месторождения за период с 1991 по 2001 год составили,833 тыс. руб.

Затраты на ликвидацию одной аварии и количество разлитой нефти (жидкости) в зависимости от диаметра трубопровода на месторождении (таблица 11).

Самыми высокими являются затраты на ликвидацию аварий на нефте­проводах диаметром 325 и 219 мм и водоводах диаметром 114 и 426 мм.

Таблица

Затраты на ликвидацию одной аварии и количество пролитой нефти на Ватьеганском месторождении

11

Диаметр, мм	Затраты, руб.	Количество разлитой нефти, тонн/жидкости, м
нефтепроводы	водоводы	нефтепроводы	водоводы
114	10	7168,25	0,14	21,6
159	17 708,10	-	0,142	-
168	38 205,77	4379,70	0,142	18,56
219	71360,99	6137,46	0,381	18,35
273	15993,93	5602,52	0,11	106,00
325	76	-	0,22	-
426	25840,26	8443,6	0,5	20,75

64