книга борьба полная версия. Аварийных разливов
 Скачать 5.47 Mb.
|
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 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 |
61
Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов
П
ри 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 900-1000°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
в
одоводы 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
С
редние 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 10 346,833 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 | 161315,10 | 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 | 113109,76 | - | 0,22 | - |
| 426 | 25840,26 | 8443,6 | 0,5 | 20,75 |
64
Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России
Н
аибольшим 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 (1971-1996 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 году 12 800 м, а объем перекачиваемой нефти -280 млн тонн; соответственно, в 1995 году - 30 600 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 88 (26%), 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
Т
аблица 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 105 | 70 | 24 | 6 |
| Механическое -клапаны и фитинги | 5,06 х 105 | 75 | 25 | 0 |
| Эксплуатационные -ошибка системы/человека | 4,78 х 105 | 90 | 9 | 1 |
| Внешняя коррозия | 5,35 х 105 | 90 | 9 | 1 |
| Внутренняя коррозия | 4,22 х 105 | 10 | 20 | 70 |
| Природные явления | 1,41 х 105 | | | |
| Третьи стороны -случайные/преднамеренные | 1,55 х 104 | 50 | 50 | 0 |
| Третьи стороны -последующие | 1,41 х 105 | |||
проводов, протянувшихся на 1000-1500 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