Масштабы и характер воздействия районов нефтедобычи Западной Сибири на окружающую среду

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%.

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.

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;

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.

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.

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.

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

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.

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.

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.

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).

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.

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

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-

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

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.

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

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-

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;