К надежности нефтепроводов

Анализ аварийности магистральных нефтепроводов страны за 1992-2000годы, 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].

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

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.

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

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.

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-

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

Таблица 7 Методы обнаружения утечек и мониторинга состояния нефтепровода

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

Таблица 8 Время обнаружения утечек и остановки системы перекачки нефти

жат анализ информации о фактическом техническом состоянии нефтепровода, оценка степени опасности выявляемых дефектов, их ранжирование и устранение в первую очередь наиболее опасных;

- 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;

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», ОАО НИИК, 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

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 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

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