Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов (стр. 7 )

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

Наибольшим количеством разлитой нефти (жидкости) характеризуются нефтепроводы диаметром 219 и 426 мм и водоводы диаметром 114 и 273 мм. Количество аварий на трубопроводах в последние годы резко возросло, и каждая из них приводит к загрязнению в среднем 25-50 м территории. Около 15% аварий ведет к загрязнению значительно боль­ших площадей (до 100 м и более).

А какова картина на зарубежных нефтепроводах?

Анализ аварийности трубопроводов Западной Европы за 25 лет ( годы), был проведен Европейской организацией по защите окружа­ющей среды Concawe (Conservation of Clean Air and Water in Europe) [92]. Протяженность подлежавшей исследованию нефтепроводной сис­темы составляла по 1971 годум, а объем перекачиваемой нефти -280 млн тонн; соответственно, в 1995 году -км и 550 млн тонн. В 1971 году количество трубопроводов с 10-летним сроком службы состав­ляло 70%, в 1995 году - менее 8% (причем 30% приходилось на трубо­проводы со сроком службы 35 или более лет). Данные дифференциро­ванного по возрастным группам анализа показали, что, несмотря на зна­чительное постарение системы, частота аварий за этот период сократилась с 1,2/1000 км до 0,4/1000 км, то есть на две трети.

Всего за 25 лет на анализируемых трубопроводах было зафиксирова­но 340 отказов, из которых механическими причинами вызвано%), коррозией - 30% (84 отказа из-за внешней коррозии и 18 - внутренней), нарушениями режима эксплуатации - 25 (7%), стихийными явления­ми - 14 (4%). Самое большое число повреждений вызвано посторонним вмешательством - 112 аварий или 33% суммарных. Из них: 104 случая классифицировались как случайные; 8 - как результат злостных предна­меренных действий.

Исторические данные по разливу нефти из европейских трубопрово­дов (таблица 12).

Американские аналитики консалтинговой фирмы EFA Technologies Inc. пришли примерно к таким же выводам. В 1997 году по магистраль­ным путям суммарной протяженностью 207,5 тыс. км в США было транс­портировано 1700 млн тонн нефти и нефтепродуктов. «Плотность» тра­фика жидких углеводородов составляла 8,2 тыс. тонн на 1 км. Факты постороннего вмешательства, к которым они относят и повреждения, вызванные стихией, были ответственны за 49% аварий, коррозия - 32%, нарушения режима эксплуатации - 3% и остальные, то есть преимуще­ственно механические, - 16%.

В то же время они констатировали, что проведенный ими анализ дан­ных об отказах на трубопроводах, полученный в Министерстве Транс­порта США, показал, что, несмотря на все усилия операторов, количе­ство аварий за последние 16 лет практически не сократилось. Американ­ская статистика показывает, что аварии регистрируются даже на самых коротких, технологически простых трубопроводах, операторы же трубо-

65

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

Таблица 12 Данные по разливам нефти из европейских трубопроводов

Причины повреждения	Частота повреждения (инциденты/ км-год)	Пропорция объема разлива по размеру повреждения (%)
5 мм или меньше	6~ 50 мм	Разрыв по всей окруж­ности трубы
Механическое - трубы	8,44 х 10~5	70	24	6
Механическое - клапаны и фитинги	5,06 х 10~5	75	25	0
Эксплуатационные - ошибка системы/человека	4,78 х 10~5	90	9	1
Внешняя коррозия	5,35 х 10~5	90	9	1
Внутренняя коррозия	4,22 х 10~5	10	20	70
Природные явления	1,41 х 10~5
Третьи стороны - случайные/преднамеренные	1,55 х 10~4	50	50	0
Третьи стороны - последующие	1,41 х 10~5

проводов, протянувшихся на км, вынуждены сталкиваться с этими ситуациями практически ежегодно. На основании этого американ­ские аналитики сделали два основных вывода:

-  полностью избежать аварий на нефтепроводах невозможно;

-  исходя из предыдущего, следует переориентироваться на поиски
путей сокращения наносимого ими ущерба.

Данные CONCAWE подразделены по категориям назначения работы трубопроводов (горячие и холодные) и по типам коррозии (внутренняя и внешняя). Трубопроводы с горячим режимом работы более подверже­ны воздействию внешней коррозии, чем трубопроводы с холодным ре­жимом работы. Важным фактором в коррозии холодных трубопроводов является более частая вероятность возникновения коррозии на особых локализованных участках трубопровода (например, на пересечениях до­рог, точках анкеровки, муфтах и т. д.). Внутренняя коррозия намного ме­нее распостранена, чем внешняя коррозия. Утечки, вызванные коррози­ей, в основном малы, и почти все они попадают в категорию поврежде­ний малого (5 мм) размера.

Природные явления могут быть определены как природные измене­ния и процессы, которые потенциально могут привести к повреждению трубопровода. Оползни, землетрясения и флувиальные (речные) процес­сы являются природными явлениями, имеющими значение для трубо­проводов. В течение анализируемого периода природные явления были

66

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

ответственны за 14 случаев повреждения трубопроводов и разлива неф­ти, из которых 10 были вызваны оползнями или осадкой грунта, 2 - наводнением и 2 - другими опасными природными явлениями. Данная категория имеет потенциал вызывать серьезные повреждения вплоть до разрыва трубопровода по всей окружности трубы.

Категория повреждений от третьих сторон включает в себя наибольшее число отдельных случаев разлива нефти в пределах региона CONCAWE, и эти повреждения ответственны также за наибольшую часть обьема раз­литой нефти. Повреждения от третьих сторон разделены на три основных типа: преднамеренные предумышленные, случайные и последующие.

В течение рассматриваемого периода в регионе CONCAWE имели место случаи разлива нефти, вызванные умышленным повреждением тре­тьими сторонами (бомбы террористов - 2; вандализм - 5; кража - 1). Следует отметить, что ни один из этих случаев не происходил на под­земных трубопроводах.

Во время разливов нефти в результате случайных повреждений, вызван­ных действиями третьих сторон, более 55% операторов оборудования третьих сторон знали, что поблизости находится трубопровод, тогда как 45% операто­ров трубопроводов сообщили, что им не было известно о проводившихся работах. Эта статистика указывает на то, что имелись недостатки в своевре­менном информировании и отчетности. Был проведен анализ связи между подверженностью повреждениям от третьей стороны и физическими пара­метрами трубопроводов, и было выявлено, что трубопроводы с малыми диа­метрами труб более уязвимы. Анализом установлено, что частота поврежде­ния трубопроводов с диаметром труб менее 8" (8 дюймов) в 2,5 раза выше, чем среднее значение, тогда как для трубопроводов с диаметром более 30" частота повреждении составляет одну десятую средней частоты инцидентов.

Категория последующих повреждений от третьих сторон включает та­кие случаи, когда повреждения имели место в некоторый неустановлен­ный момент в течении эксплуатационного периода трубопровода и кото­рые впоследствии, с течением времени, развились и привели в конечном итоге к разливу нефти. В общем, такие повреждения могут возникнуть во время строительства самого трубопровода или какой-либо последую­щей строительной деятельности, либо в результате повреждений от тре­тьих сторон в незамеченных инцидентах, близких к аварийным. Всего имели место 18 случаев такого рода повреждений, которые начинались от выбоин, царапин или подобных повреждений. Все эти случаи повреж­дений могли быть обнаружены с помощью проверок состояния трубо­провода с использованием скребка, оборудованного датчиками для об­следования внутреннего состояния труб.

Трубопроводы, проходящие под землей, намного менее подвержены коррозии и намеренному повреждению третьими сторонами, чем надзем­ные трубопроводы.

Зависимость частоты повреждений от глубины залегания показана в таблице 13.

67

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

Таблица 13 Зависимость частоты повреждений от глубины залегания трубопровода

Тип повреждения	Частота аварий как функция залегания
Нормальное 0,9 м	1,5 м	2,0 м	3,0 м
Механические повреждения	0,143	0,143	0,143	0,143
Эксплуатационные ошибки	0,047	0,047	0,047	0,047
Коррозия	0,085	0,085	0,085	0,085
Природные явления	0,013	0,013	0,013	0,013
Случайные повреждения от третьих сторон	0,132	0,099	0,066	0,0013
Всего	0,420	0,387	0,354	0,289

Исследования трубопроводов с различными толщинами стенок труб выявили, что с увеличением толщины стенок труб вероятность повреж­дения значительно уменьшается.

В частности, было обнаружено, что повреждения, вызванные внешним воздействием (случайные повреждения от третьих сторон), уменьшаются на 96% для трубопроводов с трубами с толщиной стенок между 10 и 15 мм по сравнению с трубопроводами с толщиной стенок до 4 мм и на 88% по сравнению с трубопроводами с толщиной стенок труб от 6 до 10 мм.

Зависимость частоты повреждений от толщины стенок труб приведе­на в таблице 14.

Таблица 14 Зависимость частоты повреждений от толщины стенок трубопровода

Толщина стенок труб, мм	Частота повреждений (1000 км - год)
0-5	0,750
5-10	0,220
10-15	0,025

Конечно, следует учитывать, что географические и другие условия в значительной степени отличают условия проектирования, строительства и эксплуатации западных нефтепроводов от российских.

Обеспечение надежности и безопасности нефтепроводов

Нефтепровод является зоной повышенного экологического риска, утеч­ки нефти могут нанести непоправимый вред природе. Продукты нефтя­ного разлива способны уничтожить до нескольких десятков гектаров леса, пахотных земель и воды. Нефть из аварийных объектов попадает в грун­товые воды, откуда в населенные пункты может поступать питьевая вода.

Нефть и нефтепроводный транспорт дали толчок развитию экономи­ки страны, но постепенно трубопроводный транспорт превратился в гроз-

68

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

ныи источник опасности, поскольку уже к двухтысячному году почти половина трубопроводов России полностью выработала нормативный срок амортизации.

Судя по нынешнему состоянию трубопроводов, проектировщики шес­тидесятых и семидесятых стояли перед решением задач со многими не­известными. Да и как они могли знать заранее, чем обернутся в будущем высокие темпы прокладки магистральных нефтепроводов. Исследований на эту тему не было, поскольку и опыт многолетней эксплуатации тыся­чекилометровых магистральных нефтепроводов в суровых российских условиях отсутствовал.

Тридцать три года - именно такой срок безопасной эксплуатации от­вели проектировщики магистралям нефти и газа. Этот рубеж перевали­ли многие нефтепроводы, и аварии стали нарастать.

Значительная часть нефтепроводов оснащена системами управления, разница в возрасте оборудования которых иногда составляет около соро­ка лет. Разнородность этих систем управления и стандартов также нега­тивно влияет на безопасность и эффективность работы трубопроводов.

В целях минимизации разливов нефти при авариях на современных нефтепроводах предусматриваются следующие технические и организа­ционные мероприятия [36, 37, 38, 39]:

-  система автоматизированного обнаружения утечек и система быст­
рого перекрывания трубопровода при аварийных ситуациях;

-  секционирование трубопровода в целях уменьшения объемов выхо­
да нефти из него;

-  установка на всех промежуточных станциях систем сглаживания
волн давления с целью предохранения линейной части магистраль­
ного нефтепровода от повышения давления при переходных ре­
жимах;

-  установка на нефтебазах систем защиты от гидроудара для случаев
внезапного закрытия отсекателей во время загрузки танкеров, цис­
терн и других емкостей;

-  строительство защитных сооружений по трассе нефтепровода для
защиты населенных пунктов от возможных разливов нефти;

-  обвалование отдельных резервуаров и групп резервуаров из непро­
ницаемого слоя грунта;

-  защита стыков трубопровода от коррозии термоусадочными ман­
жетами;

-  строительство подводных переходов через реки методами наклон­
но-направленного бурения и микротоннелирования (с укладкой ра­
бочего трубопровода в равнопрочный защитный кожух) с примене­
нием особых толстостенных труб, позволяющих полностью исклю­
чить загрязнения воды;

-  проектирование проездов вокруг резервуаров в технологической зоне
приподнятых над планировочным рельефом, что позволяет исполь-

69

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

зовать их в качестве дополнительного ограждения от переливов нефти через обвалование;

-  использование труб с заводской трехслойной изоляцией;

-  использование линейных задвижек с дистанционным управлением;

-  использование средств электрохимзащиты трубопроводов.

Кроме того, в целях обеспечения безопасной эксплуатации нефтепере­качивающих станций и нефтебаз, компоновка генеральных планов и вы­сотная посадка проектируемых зданий и сооружений должна выполнять­ся с учетом противопожарных разрывов, зон пожаро - и взрывобезопасности, размещения коридоров для прокладки технологических сетей с учетом транспортных связей, а также условий строительства и ремонта.

На пересечениях трубопроводом автомобильных и железных дорог укладка трубопровода предусматривается в защитном кожухе.

Для сооружения трубопровода предусматривается применение высо­копрочных труб повышенного качества изготовления с долговечным за­водским изоляционным покрытием, обеспечивающим надежную и безо­пасную работу в течение всего периода эксплуатации.

На каждом участке нефтепровода должен обеспечиваться техничес­кий и авторский надзор, что позволяет осуществлять пооперационный контроль всех технологических операций на соответствие нормативной и проектной документации.

Создаются специализированные подразделения по ликвидации ава­рийных разливов нефти, оснащенные самым современным природоох­ранным оборудованием.

Аварийные ситуации по техногенным причинам в какой-то мере свя­заны и с несовершенством действующих норм.

Трубопроводные системы в настоящее время принадлежат государ­ству. Все это свидетельствует о необходимости разработки технического регламента на уровне закона Российской Федерации «О создании на­дежных и безопасных трубопроводных систем для транспортировки жид­ких и газообразных углеводородов». В этом существо идентификации проблемы, ее значимость и масштаб, заинтересованность государства в обеспечении безопасности населения и окружающей среды, которые ры­нок сам решить не может. Это все условия, которые оговариваются в Законе о техническом регулировании. К тому же в действующей норма­тивной документации по трубопроводному транспорту отсутствуют оценки риска, нет рекомендаций по использованию методик определения риска. На практике в лучшем случае руководствуются общими рекомендация­ми ALARP (As Low As Reasonably Practicable - используемый в миро­вой практике принцип «разумной достаточности») по определению уровня риска от верхнего предела тривиального риска до широко приемлемого для средних и крупных сооружений. Целесообразно установить конкрет­ные показатели риска для населения и обслуживающего персонала при эксплуатации каждого трубопроводного сооружения.

70

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

Введение технического регламента, разработанного на основе совре­менных знаний, последних открытий и достижений науки и техники с использованием интеллектуальных аэрокосмических и ГИС-технологий, используя обобщение огромного практического опыта, передовых зару­бежных стандартов может обеспечить максимум выгод для общества. Такое условие ставит ФЗ РФ «О техническом регулировании». Закон предус­матривает приоритет требований к конечной продукции.

Причем в едином техническом регламенте должны быть прописаны нормы проектирования, строительства, эксплуатации и ремонта. Это и будет конечной продукцией по трубопроводным системам. Уже факт объе­динения норм проектирования, строительства с эксплуатацией и ремон­том обеспечит новый уровень качества и безопасности объектов. Боль­шинство аварий можно предвидеть и предотвратить еще на стадии про­ектирования и строительства трубопроводов.