Аварийных разливов

Вид материала

Книга

Содержание Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России К надежности нефтепроводов Аварийность на магистральных нефтепроводах России Динамика аварийности на магистральных нефтепроводах России Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России

Подобный материал:

• Утвердить прилагаемые Основные требования к разработке планов по предупреждению и ликвидации, 94.43kb.
• Об утверждении Основных требований к разработке планов по предупреждению и ликвидации, 67.93kb.
• Администрация муниципального образования селивановское сельское поселение волховского, 58.71kb.
• Об утверждении Основных требований к разработке планов по предупреждению и ликвидации, 82.58kb.
• Об утверждении основных требований к разработке планов по предупреждению и ликвидации, 81.32kb.
• Правительства Российской Федерации от 21 августа 2000 г. N 613 "О неотложных мерах, 161.44kb.
• Правительство российской федерации постановление от 21 августа 2000 г. N 613 о неотложных, 88.13kb.
• Правительство российской федерации постановление от 21 августа 2000 г. N 613 о неотложных, 71.52kb.
• Администрация, 22.14kb.
• Правительство российской федерации постановление, 68.88kb.

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