Интенсивное освоение природных ресурсов при разработке месторождений углеводородного сырья на территории РФ выявило значительно взаимовлияние природной среды и инженерного сооружения, которое во многом определяет надежность и безопасность функционирования магистральных трубопроводов.
Для доставки добываемой нефти и газа возникает необходимость строительства трубопроводов часто в неблагоприятных природных условиях. Решение данной задачи требует особого внимания к обеспечению промышленной и экологической безопасности проектирования, строительства и эксплуатация систем магистральных трубопроводов.
Авария на магистральном трубопроводе - авария на трассе трубопровода, связанная с выбросом и выливом под давлением опасных химических или пожаровзрывоопасных веществ, приводящая к возникновению техногенной чрезвычайной ситуации.
Протяженность магистральных трубопроводов России составляет около 220 тыс. км, в т.ч. более 150 тыс.км.газопроводных магистралей, около 50 тыс. км. нефтепроводных, около 20 тыс.км. нефтепродуктопроводных.
Вопросы безопасности при авариях на химически опасных объектах (ХОО)
Характерной особенностью значительной части объектов экономики является их химическая опасность. Из общего числа ОЭ более 75% являются химически опасными объектами.
ХОО - объект хранения, переработки, использования или транспортировки опасных химических веществ (ОХВ), при аварии на котором или при разрушении которого может произойти гибель или химическое заражение людей, сельскохозяйственных животных и растений, а также химическое заражение природной среды. Число таких объектов в РФ превышает 3 тыс.
Опасное химическое вещество (ОХВ) - химическое вещество, прямое или опосредованное воздействие которого на человека может вызвать острые и хронические заболевания людей или их гибель.
Аварийно химически опасное вещество (АХОВ) - опасное химическое вещество, выброс которого при химической аварии приводит к химическому заражению окружающей среды в поражающих живые организмы количествах (концентрациях, токсодозах).
В настоящее время различные перечни вредных веществ насчитывают сотни и тысячи различных химических соединений. Естественно, что многие вредные вещества могут представлять значительную угрозу персоналу ОЭ и населению в случае аварийных выбросов (проливов) в силу своих токсических и физико-химических свойств.
К наиболее распространенным ОХВ относят: хлор (С1 2), аммиак (NH 3), водород цианистый (HCN), водород мышьяковистый (AsH 3), акролеин (СН 2 =СНСНО), ацетонитрил (CH 3 CN), фосген (СОС1 2), формальдегид (СН 2 0), хлорциан (C1CN), треххлористый фосфор (РС1 3), сероуглерод (CS 2), диоксид серы (S0 2), оксид этилена (СН 2 0) и др.
Перечень ОХВ сведен к 34 наименованиям, но в этом перечне выделено 21 наименование, которое названо АХОВ.
В количественном отношении хлор и аммиак по праву занимают первые два места. Значительные их запасы сосредоточены на объектах пищевой, мясомолочной промышленности, холодильниках торговых баз, в жилищно-коммунальном хозяйстве. Так, на овощебазах содержится до 150 т аммиака, используемого в качестве хладагента, а на станциях водоподготовки - от 100 до 400 т хлора. Статистика показывает, что наиболее опасными (не с точки зрения токсичности) по числу случаев гибели людей являются хлор и аммиак
Поражающим фактором ОХВ является токсическое воздействие на людей и животных жидкой фазы, первичного и вторичного облака паров ОХВ и зараженных ими объектов.
Выброс ОХВ (АХОВ) - не предусмотренный регламентом их выход из технологических установок (емкостей для хранения или транспортирования) при их разгерметизации.
Пролив опасных химических веществ - выброс жидкой фазы ОХВ.
На ХОО могут создаваться запасы ОХВ на 3-15 суток работы и составлять тысячи тонн. Они находятся в резервуарах складов, технологической аппаратуре и транспортных средствах (трубопроводах, цистернах).
Наземные резервуары могут располагаться группами, имея один резервный резервуар, или стоять отдельно. Для каждой группы резервуаров или отдельных больших хранилищ по периметру оборудуется замкнутое обвалование или ограждающая стенка (система заградительных сооружений (защитных дамб), или земляных валов, предупреждает растекание). Они позволяют при аварии удержать разлившиеся ОХВ на меньшем участке местности, т.е. сократить площадь испарения. Около 60% общего числа хранилищ защищается обваловкой из грунта.
В обычных условиях ХОВ могут быть в твердом, жидком или газообразном состоянии. Газ (пар) занимает большой объем, поэтому при производстве, использовании, хранении и перевозках газообразные ХОВ могут переводиться в сжиженное состояние или находиться под давлением. Это может значительно увеличить количество ХОВ, выбрасываемых при аварии в атмосферу, и повлиять на состав образующегося при этом облака.
Оценка степени потенциальной опасности химических производств может быть определена по следующим пяти показателям:
– степени токсической опасности ОХВ (ПОЗ), используемых на объекте (определяется классом опасности ОХВ)
– риску возникновения аварии на объекте
– характеру развития возможной химической аварии
– масштабам возможных последствий химической аварии (ПО,);
– пожаровзрывоопасности объекта (П0 5).
Каждый из этих показателей имеет 4 степени опасности. Категория опасности ХОО определяется по обобщенному показателю опасности (ОПО), равному сумме вышерассмотренных частных показателей.
Критерием для определения химической опасности объекта является количество населения, попадающего в зону возможного химического загрязнения (ЗВХЗ), которая представляет собой круг радиусом, равным наибольшей глубине распространения облака загрязненного воздуха с пороговой концентрацией.
Существует четыре степени химической опасности:
I - в ЗВХЗ попадает более 7 тыс. человек,
II - от 40 до 75 тыс. человек, I
II- менее 40 тыс. человек,
IV - ЗВХЗ не выходит за пределы территории объекта или его санитарно-защитной зоны.
По путям воздействия на организм человека ОХВ подразделяют на 3 группы:
– ингаляционного действия (ИД) - действующие через органы дыхания;
– кожно-резорбтивного действия (КРД) - действующие через кожные покровы;
– перорального действия (ПД) - действующие через желудочно-кишечный тракт.
Через дыхательные пути химические вещества поступают в организм в виде газов, паров и аэрозолей, парогазовых или парогазо-аэрозольных комплексов. Этот путь имеет первостепенное значение, поскольку всасывание веществ происходит с очень большой поверхности легочных альвеол (100-120 м 2), намного превышающей площадь всасывающей поверхности пищеварительного канала и кожи. Проникновение газов и паров из альвеолярного воздуха в кровь подчиняется закону простой диффузии, в соответствии с которым процесс перехода веществ из газообразной среды в жидкую происходит вследствие разности парциального давления и продолжается до наступления равновесия концентраций в обеих фазах.
По виду воздействия (клинике поражения) ОХВ условно делят на группы:
– вещества с преимущественно удушающим действием (хлор, фосген, хлорпикрин, треххлористый фосфор, хлорид серы, оксихлорид серы);
– вещества преимущественно общеядовитого действия (оксид углерода, цианистый водород, динитрофенол, динитроортокрезол, этиленхлоргидрин, этиленфторгидрин);
– вещества, обладающие удушающим и общеядовитым действием (акрилонитрил, азотная кислота и оксиды азота, диоксид серы, фтористый водород);
– вещества, действующие на генерацию, проведение и передачу нервных импульсов - нейротропные яды (сероуглерод, тетраэтилсвинец, фосфорорганические соединения);
– вещества, обладающие удушающим и нейротропным действием (аммиак, несимметричный диметилгидразин, гидразин);
– метаболические яды, нарушающие обмен веществ в живых организмах (оксид этилена, дихлорэтан, диоксин, полихлорированные бензофураны).
Важнейшей характеристикой ОХВ является их токсичность - способность оказывать поражающее действие на организм, измеряется его абсолютным количеством (дозой), вызывающим определенный биологический эффект, т.е. определенные патологические изменения в организме. В промышленной токсикологии из общего числа промышленных ядов к ОХВ отнесены те вещества, смертельные дозы которых для человека не превышают 100 мг/кг, т.е. первого и второго класса опасности. Для более точной характеристики ОХВ используют понятия «токсическая доза» и «предельно допустимая концентрация» (ПДК).
Токсическая доза (Д) ОХВ - количество вещества (доза), вызывающее определенный токсический эффект.
Для характеристики токсичности ОХВ при воздействии на человека приняты следующие токсические дозы:
ингаляционно: среднесмертельная LD 50 , средневыводящая из строя ID 50 , среднепороговая PD 50 ,
кожно-резорбтивно: среднесмертельная LD 50 (количество вредного вещества, вызывающего гибель 50% людей при однократном нанесении на кожу),
перорально - среднесмертельная LD 50 (количество вредного вещества, вызывающего гибель 50% людей при однократном введении в желудок).
Предельно допустимая концентрация (ПДК) - это концентрация, которая при ежедневном воздействии на человека в течение длительного времени не вызывает патологических изменений и заболеваний или отклонений в состоянии здоровья, обнаруживаемых современными методами диагностики.
Пороговая концентрация - минимальная концентрация ОХВ, вызывающая начальные симптомы поражения.
К основным характеристикам ОХВ также принято относить агрессивность и стойкость.
Агрессивность - это способность ОХВ оказывать вредное воздействие на элементы объектов экономики и окружающую природную среду.
Стойкость - это продолжительность сохранения поражающей способности ОХВ.
По токсичности все химические вещества делят на 6 групп:
1.чрезвычайно токсичные - ICt 50 меньше 1 мг-мин/л (производные мышьяка, ртути, цианистые соединения и т.п.);
2.высокотоксичные - ICt 50 от 1 до 5 мг мин/л (хлор, хлориды, фосген и др.);
3.сильнотоксичные - ICt 50 от 6 до 20 мг мин/л (аммиак, серная, соляная, азотная кислоты);
4.умеренно токсичные - ICt 50 от 21 до 80 мг-мин/л;
5. малотоксичные - ICt 50 от 81 до 160 мг мин/л;
6. практически нетоксичные - ICt 50 больше 160 мг мин/л.
Все ОХВ по степени воздействия на организм человека подразделяются на четыре класса опасности:
1-й - чрезвычайно опасные;
2-й - высокоопасные; 3-й - умеренно опасные;
4-й - малоопасные.
При оценке потенциальной опасности химических веществ необходимо принимать во внимание не только токсические, но и физико-химические свойства, характеризующие их поведение в атмосфере, на местности и в воде. В частности, важнейшим физическим параметром, определяющим потенциальную опасность токсичных веществ ингаляционного действия при выбросах (проливах), является их способность образовывать газовое облако с высокими поражающими концентрациями паров в воздухе (летучесть).
К основным характеристикам ОХВ также принято относить агрессивность и стойкость. Агрессивность – способность ОХВ оказывать вредное воздействие на элементы объектов экономики и природной среды.
Стойкость – это продолжительность сохранения поражающей способности ОХВ.
В зависимости от физико-химических свойств аварийно химически опасных веществ, условий их хранения и транспортировки при авариях на химически опасных объектах могут возникнуть чрезвычайные ситуации с химической обстановкой четырех основных типов .
Чрезвычайные ситуации с химической обстановкой первого типа возникают в случае разгерметизации (взрыва) емкостей или технологического оборудования, содержащих газообразные (под давлением) АХОВ. При этом образуется первичное парогазовое или аэрозольное облако с высокой концентрацией АХОВ, распространяющееся по ветру.
Основным поражающим фактором при чрезвычайных ситуациях с химической обстановкой первого типа является ингаляционное воздействие на людей и животных высоких (смертельных) концентраций паров АХОВ. Масштабы поражения при этом зависят:
· от количества выброшенных АХОВ,
· концентрации ядовитого вещества,
· плотности паров АХОВ (легче или тяжелее воздуха),
· размеров облака,
· скорости ветра,
· состояния приземного слоя атмосферы (инверсия, конвекция, изотермия),
· характера местности (открытая местность или городская застройка),
· плотности населения.
Существенное влияние на поведение ОХВ оказывают скорость ветра, степень вертикальной устойчивости воздуха и топографические особенности местности. Глубина распространения облака ОХВ практически прямо пропорциональна начальной концентрации ОХВ и скорости ветра. При конвекции глубина распространения первичного облака будет в 3 раза меньше, а при инверсии - в 3 раза больше, чем при изотермии. Если на пути облака паров встречается лесной массив или возвышенность, то глубина его распространения резко уменьшается.
Город существенно повышает температуру воздуха, что приводит к возникновению внутри города так называемого острова тепла. Остров тепла оказывает значительное влияние на степень вертикальной устойчивости воздуха, вызывая подъем воздушных масс, на смену которым от окраин будут двигаться более холодные массы воздуха, в том числе и зараженного ОХВ. Застройка и планировка городов, особенно больших с высотными зданиями, также влияют на аэродинамику воздушных потоков и поведение облака зараженного воздуха.
Пары ОХВ, особенно тех, плотность которых больше плотности воздуха (формальдегид, хлор), быстро заполняют дворы, тупики, подвалы и держатся там дольше, чем на открытой местности.
В отличие от ОХВ, которые тяжелее воздуха, аммиак, синильная кислота, плотность которых меньше плотности воздуха, способны проникать в более высокие слои атмосферы, включая даже верхние этажи высотных домов.
Типовые варианты ЧС могут быть осложнены взрывами и пожарами, что станет причиной возникновения дополнительных поражающих факторов, таких как ударная волна, обрушение зданий и сооружений с образованием завалов, прямое воздействие огня, тепловое излучение, задымление, образование токсичных продуктов горения и др.
Метеорологические условия среды оказывают влияние на терморегуляцию организма, что в свою очередь влечет за собой изменение восприимчивости организма к вредным веществам. Так, увеличение температуры воздуха ведет к усиленному потоотделению, ускорению многих биохимических процессов и изменению веществ. Учащение дыхания и усиление кровообращения ведут к увеличению поступления вредных веществ в организм через органы дыхания. Расширение сосудов кожи и слизистых оболочек повышает скорость всасывания токсических веществ через кожу и дыхательные пути. Высокая температура увеличивает летучесть многих веществ и повышает их концентрации в воздухе. Усиление токсического действия при повышенных температурах отмечено, например, в отношении таких веществ: паров бензина, оксидов азота, паров ртути, хлорофоса и др.
Влажность воздуха также может увеличивать опасность отравления, в особенности раздражающими газами. Это объясняется усилением процессов гидролиза. Растворение газов и образование тумана кислот и щелочей ведет к усилению раздражающего действия на слизистую оболочку. Кроме того, эти вещества задерживаются в органах дыхания.
Чрезвычайные ситуации с химической обстановкой второго типа возникают при аварийных выбросах или проливах, используемых в производстве, хранящихся или транспортируемых сжиженных ядовитых газов (аммиак, хлор и др.), перегретых летучих токсических жидкостей с температурой кипения ниже температуры окружающей среды (окись этилена, фосген, окислы азота, сернистый ангидрид, синильная кислота и др.). При этом часть АХОВ (не более 10%) мгновенно испаряется, образуя первичное облако паров смертельной концентрации; другая часть выливается в поддон или на подстилающую поверхность, постепенно испаряется, образуя вторичное облако с поражающими концентрациями.
Поражающие факторы в чрезвычайных ситуациях с химической обстановкой второго типа проявляются в ингаляционном воздействии на людей и животных смертельных концентраций первичного облака (кратковременное) и в продолжительном воздействии (часы, сутки) вторичного облака с поражающими концентрациями паров.
Чрезвычайные ситуации с химической обстановкой третьего типа возникают при проливе сжиженных или жидких АХОВ с температурой кипения ниже или близкой к температуре окружающей среды (фосген, четырехокись азота и др.), а также при горении большого количества удобрений (например, нитрофоски). При этом образуется вторичное облако паров АХОВ с поражающими концентрациями, которое может распространяться на большие расстояния. При чрезвычайных ситуациях с химической обстановкой третьего типа образуется вторичное облако паров АХОВ с поражающими концентрациями, которое может распространяться на большие расстояния.
Чрезвычайные ситуации с химической обстановкой четвертого типа возникают при проливе жидких с температурой кипения значительно выше температуры окружающей среды или твердых - несимметричный диметилгидразин, фенол, сероуглерод, диоксин, соли синильной кислоты. При этом происходит заражение местности (грунта, растительности, воды) в опасных концентрациях. Основными поражающими факторами при чрезвычайных ситуациях с химической обстановкой четвертого типа являются опасные последствия заражения людей и животных при длительном нахождении их на зараженной местности в результате перорального и резорбтивного воздействия АХОВ на организм.
В результате аварии на химически опасном объекте может произойти нарушение технологических процессов на производстве, повреждение трубопроводов, емкостей, хранилищ, транспортных средств, приводящее к выбросу АХОВ в атмосферу в количествах, в которых они могут вызывать массовое поражение людей, животных, а также химическое заражение воды, почвы и т.п.
Похожая информация.
По территории Обоянского района проходит магистральный газопровод «Щебелинка-Курск-Брянск».
Наиболее опасным участком является пересечение газопровода с рекой Псел в районе города Обоянь.
Вследствие аварии на газопроводе возможно возникновение следующих поражающих факторов:
- воздушная ударная волна;
- разлет осколков;
- термическое воздействие пожара.
Анализ аварий на магистральных газопроводах показывает, что наибольшую опасность представляют пожары, возникающие после разрыва трубопроводов, которые бывают двух типов: пожар в котловане (колонного типа) и пожар струевого типа в районах торцевых участков разрыва. Первоначальный возможный взрыв газа и разлет осколков (зона поражения несколько десятков метров), учитывая подземную прокладку газопровода и различные удаления объектов по пути трассы, возможные зоны поражения необходимо рассматривать конкретно для каждого объекта.
Возможные радиусы термического поражения приведены в Таблице 18.
Выводы:
При аварии на магистральном газопроводе возможно возгорание зданий и поражение людей при пожаре струевого типа на удалении от места аварии до 1200 м.
Учитывая существенное расширение границ селитебной зоны населенных пунктов после завершения строительства газопроводов часть зданий, сооружений и жилых домов попадают в зону поражающих факторов при аварии на данных магистральных газопроводах.
При возникновении пожара (взрыва газовоздушной смеси) на одном из участков магистрального газопровода радиус вероятной зоны поражения может достигать 0,5 км. Ожидается гибель персонала, получателей сжиженного газа свыше 30 человек и 1-3 единиц техники. Вероятное количество населения, попадающего в зону чрезвычайной ситуации до 1000 чел. (по признаку нарушения условий жизнеобеспечения). В результате аварии потеря газа может составить до 100 тыс. м3, экономический ущерб - до 7 тыс. МРОТ.
V. Аварии на магистральных нефтепроводах
По территории района проходит нефтепровод Мичуринск - Кременчуг "Дружба". Диаметр нефтепровода составляет 720 мм. Протяженность нефтепровода - 270 км. Рабочее давление 41 кг/см2. Производительность 30 тыс.т./сут. Количество нефти, находящейся в нефтепроводе составляет 106845 т, что значительно превышает величину порогового количества, определенного для ЛВЖ (50000 т). Магистральный нефтепровод по гражданской обороне не категорируется.
Виды возможных чрезвычайных ситуаций:
1. Разлив нефтепродуктов в результате разгерметизации линейного участка с последующим возгоранием и возможным взрывом паров нефтепродуктов. Так как нефтепродуктопровод проходит на значительном расстоянии от населенных пунктов и промышленных объектов, поэтому в случае взрыва или пожара они не пострадают. Тяжелые последствия прогнозируются на пересечениях с железными дорогами. В этом случае возможен выход из строя железных дорог, ЛЭП, значительный экономический ущерб.
2. Разлив нефтепродуктов в результате разгерметизации подводного перехода. В этом случае возможно попадание нефтепродуктов в реки (до 1,5 тыс. м3) и ее распространение вниз по течению, что приведет к гибели флоры и фауны, загрязнению прибрежной полосы нефтепродуктами.
Площадь вероятной зоны чрезвычайной ситуации - до 2000 м2 на суше и 48000 м 2 на реке. Вероятное количество населения, попадающее в зону чрезвычайной ситуации до 800 чел. Вероятные социально-экономические последствия при возникновении чрезвычайной ситуации:
- экономический ущерб - до 30 тыс. МРОТ;
- пострадавшие - до 150 чел.;
- нарушение условий жизнедеятельности - до 800 чел.
При распространении разлива нефтепродуктов возможно загрязнение рек и водоемов, вынесение нефтепродуктов на береговую линию и частично нарушение жизнедеятельности населения, проживающего в населенных пунктах, расположенных ниже по течению рек.
Наиболее вероятные причины разливов нефтепродуктов:
Аварии в результате внешней/внутренней коррозии стенок трубопровода;
аварии при воздействии высоких температур при пожаре;
аварии в результате хрупкого разрушения при низких температурах;
аварии на трубопроводах и оборудовании при стихийных бедствиях и террористических актах;
аварии в результате механических повреждений;
аварии в результате брака строительно-монтажных работ;
аварии в результате нарушения технологии перекачки нефтепродуктов.
Основными процессами при разлитии нефтепродуктов могут быть:
Растекание;
испарение;
дисперсия;
растворение;
эмульгирование.
Возможны следующие сценарии возможного поведения нефтепродуктов в районах аварий и разливов на воде в зависимости от сезона года:
1. Безледовый период.
Попадая в реку, ручей или источник, нефтепродукты начинают распространяться, увлекаясь поверхностным течением. При этом образуется вытянутое пятно. В общем случае нефтепродукты будут стремиться скапливаться в участках спокойной воды или в водоворотах на изгибах рек, в извилистых реках, ручьях или в других местах, где скорость течения замедляется. Островки нефтепродуктов могут образоваться в местах, где скапливаются деревья и мусор.
Перемещение и удаление нефтяных пятен от источника аварии будет в первую очередь определяться скоростью течения реки и направлением ветра. Под действием течения нефтепродукты переносится вниз по реке, а ветер сместит пятно к одному из берегов.
2. Ледовый период.
Перемещение пятна нефтепродуктов не зависит от направления ветра. Плавающие нефтепродукты, попав под лед, будут двигаться по подводной части ледяного поля, которая обычно имеет неровную поверхность. Подвижность нефтепродуктов уменьшается. Скорость перемещения пятна нефтепродуктов подо льдом составляет 10-50% от скорости потока в приледном слое воды толщиной 0,1 м, в зависимости от шероховатости нижней поверхности льда. При скоростях движения воды менее 0,1 м/с пятно нефтепродуктов под ледяным покровом может оставаться в неподвижном состоянии.
Распространение нефтепродуктов под ледяным покровом может находиться в виде отдельных капель, сливаться в небольшие пятна или сплошные ковры. При этом толщина этих образований не превышает 5-10 мм.
При нарастании льда неподвижные нефтепродукты вмерзают в лед и в дальнейшем находятся в толще льда в виде вмороженных капель или отдельных линз.
Характер распространения пятна нефтепродуктов зависит от формы русловой части реки, скорости течения и времени, прошедшего с момента начала аварии.
Локализация аварийного нефтезагрязнения воды и прибрежных территорий
Основным способом локализации распространения нефтепродуктов является установка боновых заграждений на локализационных площадках. На места установки боновых заграждений выезжают бригады аварийно-спасательных подразделений в соответствии с разработанным типовым или ситуационным планом. Технические средства - боновые заграждения, нефтесборщики для очистки загрязненных вод. На малых реках допускается создание земляных дамб с водопропускными трубами.
В ледовый период время локализации пятна нефтепродуктов зависит от времени на устройство во льду прорези и майны. Наименьшая допустимая толщина ледяного покрова для выполнения работ может определяться согласно РД153-39.4-114-01 (п. 5.7.39).
За границей боновых заграждений производят контроль наличия нефтепродуктов. В случае обнаружения нефтепродуктов устанавливают дополнительный рубеж боновых заграждений.
В период половодья состояние водного объекта характерно как для ледового, так и для безледового периода. В данном случае мероприятия и объемы работ планируются в зависимости от погодных условий, преобладания признаков ледового (безледового) периода и состояния подъездных путей к рубежам локализации.
Расстановка рубежей локализации производилась с учетом географических особенностей района, а также временем подхода нефтепродуктов к конкретному рубежу локализации. Выбор рубежа локализации определяется руководителем КЧС в зависимости от условий разлива, ситуации и метеорологических условий. При сложных метеорологических условиях рубежи локализации уточняются на основании конкретных гидрометеорологических условий.
Проведение АСНДР будет затруднено высокой температурой в очаге пожара, потребует применения специализированных формирований. Локализация и ликвидация последствий ЧС потребует привлечения значительных финансовых, материальных и людских ресурсов.
Аварийные работы на газопроводах относят к огне- и газоопасным, поэтому здесь большое внимание уделяют обеспечению безопасности выполнения ремонтных работ.
При ликвидации аварий на газопроводе выполняют следующие работы: отключение аварийного участка газопровода н освобождение его от газа; отключение средств активной защиты трубопровода от коррозии; земляные работы; вырезание отверстий в газопроводе для установки резиновых шаров; установка шаров для изоляции полости трубопровода на ремон-
тируемом участке; сварочные работы; проверка качества швов физическими методами контроля; извлечение запорных резиновых шаров; заварка отверстий; вытеснение воздуха из аварийного участка; испытание швов отремонтированного участка под давлением 1 МПа; нанесение изоляционного покрытия; испытание трубопровода под рабочим давлением; включение средств активной защиты от коррозии.
Сварочные работы на газопроводе выполняют при избыточном давлении газа, равном 200-500 Па. При меньшем давлении возможны быстрое опорожнение газопровода и поступление в него воздуха, в результате чего образуется взрывоопасная смесь. При больших давлениях во время проведения огневых работ образуется большое пламя.
Свищи, образовавшиеся в газопроводе, ликвидируют путем заварки, для чего края свища тщательно подготавливают под сварку.
Если на газопроводе появились трещины в сварных стыках или по целому металлу, то дефектные участки удаляют, а на их место вваривают патрубки. При этом по обе стороны от дефекта вырезают отверстия для установки резиновых запорных шаров. В последние закачивают воздух, создавая давление 4-5 кПа, а затем приступают к вырезке аварийного участка. При проведении огневых работ внимательно следят за давлением газа в газопроводе. Для этого в нем сверлят отверстие диаметром 3-4 мм, в которое вставляют штуцер для подсоединения 11-образного манометра. Сварочные работы выполняют аналогично описанным ранее.
Если в газопроводе имеется конденсат, то его перед началом огневых работ удаляют.
По окончании сварочных работ новые швы проверяют физическими методами контроля, а затем извлекают резиновые шары. Отверстия для шаров заваривают. Из газопровода вытесняют воздух, для чего отключенный участок продувают в одном направлении. Газ выпускают через свечу. При продувке давление газа должно быть не более 0,1 МПа. Продувку газопровода заканчивают, если количество кислорода в вытесняемой через свечи газовой смеси составляет не более 2 % по объему. Отремонтированный участок испытывают под рабочим давлением. После наложения на приваренный патрубок изоляционного покрытия отремонтированный участок засыпают, уплотняя грунт под трубопроводом.
Огневые работы на действующих газопроводах, транспортирующих сырье с высоким содержанием сероводорода, рекомендуется проводить в следующем порядке. Участок ремонтируемого газопровода 2 (рис. 90) отключают линейными кранами 1. В нем давление газа снижают до 200 - 500 Па,. Избыточное давление газа контролируют жидкостными манометрами. При выполнении плановых огневых работ на газопроводах, транспортирующих сырье, в котором содержание серо--246
водорода превышает й,02 г/м 3 , участок между линейными кранами предварительно заполняют очищенным газом.
На заменяемом участке 5 трубопровода, который размечен в котловане, вырезают технологическое отверстие 6 диаметром около 160 мм для ввода в трубопровод резиновых запорных оболочек. Если в трубопроводе содержится большое количество жидкости (воды, конденсата), то заменяемый участок предварительно продувают газом до полного ее удаления. Небольшое количество жидких веществ откачивают в специальные сборные емкости для последующей утилизации.
После освобождения трубопровода от жидкости через технологическое отверстие 6 в трубу, по обе стороны от него, вводят резиновые оболочки 4, которые заполняют воздухом до перекрытия проходного сечения трубопровода. Степень заполнения запорных оболочек воздухом контролируют визуально и путем проверки их способности к перемещению по трубопроводу под воздействием усилий в 50-60 Н.
Технологическое отверстие 6 герметизируют эластичной конической пробкой 9, в центральном отверстии которой герметично закреплен конец рукава 10 для подачи инертной среды, а через боковые отверстия пропущены гибкие трубки 11 длиной 10 м для заполнения оболочек воздухом. Затем в пространство между оболочками под давлением подается газомеха-ническая пена, под действием которой резиновые оболочки 4 перемещают на безопасное расстояние от места проведения огневых работ (в положение 3), а потом их заполняют воздухом до рабочего давления.
Для предотвращения повреждения запорных оболочек о внутреннюю поверхность трубопровода в качестве защитных чехлов рекомендуется использовать резиновые оболочки аналогичных размеров, поврежденные или с истекшим сроком хранения. В этом случае установленные в положение 3 оболочки заполняют воздухом до давления 5-6 кПа.
Если в заменяемом участке трубопровода имеется сквозное повреждение, то его на период перемещения оболочек герметизируют с помощью пластыря. Запорные оболочки легко перемещаются по трубопроводу при избыточном давлении среды в пространстве между ними не более 0,5 кПа. При выполнении утой операции газомеханическую пену получают с помощью
 |
специальных технических средств путем орошения пакета сеток в пеногенераторе 8 распыленным в потоке выхлопных газов пенообразующим раствором, подаваемым из емкости 12 с помощью распылителя 7.
После установки запорных оболочек в рабочее положение гибкие трубки 11 укладывают в полость трубопровода так, чтобы не повредить их при огневой резке трубы. Заменяемый участок вырезают. На его место устанавливают новый элемент. После вварки этого элемента приступают к заключительным операциям. По завершении работ в котловане участок газопровода между линейными кранами с целью вытеснения из него атмосферного воздуха продувают газом через продувочные свечи до остаточной объемной доли кислорода в газе не более 2 %. При выполнении этой операции запорные оболочки извлекают из трубопровода через узлы приема поршней или продувочные свечи.
ОРГАНИЗАЦИЯ И ПРОВЕДЕНИЕ РАБОТ ПРИ ВРЕЗКЕ ОТВОДОВ В ДЕЙСТВУЮЩИЕ ТРУБОПРОВОДЫ
В процессе эксплуатации часто приходится выполнять врезку для подключения новых линий к действующему трубопроводу, устройства камер приема и пуска скребка, обводных, линий, подключения лупингов. Врезка - процесс трудоемкий и пожароопасный. Применяющиеся в настоящее время безогневые (холодные) способы врезки позволяют уменьшить степень пожароопасности, сокращают объем и время проведения 1 работ, которые осуществляют без остановки перекачки нефти: или газа и практически без потерь транспортируемого продукта.
Для врезки отводов в магистральные нефте- и нефтепродукто-проводы сконструировано устройство, позволяющее проводить, работы без остановки перекачки при рабочем давлении в трубопроводе до 6,4 МПа.
Установка для врезки отводов в действующие трубопроводы состоит из электродвигателя 16, редуктора 4, торцовой фрезы. 3 и корпуса 14 (рис. 91).
Червячное колесо редуктора разрезано по средней плоскости на две части. Нижняя половина 13 червячного колеса образует со шпинделем 8 пару «винт - гайка», а верхняя половина 12 посажена свободно на ступицу нижней половины и-имеет кулачки, взаимодействующие с кулачковой муфтой //,. которая вместе со шпинделем образует подвижное шпоночное соединение. С помощью механизма переключения 5 кулачковая муфта сцепляется то с кулачками верхней половины 12 червячного колеса, то с кулачками полумуфты 6, жестко закрепленной на редукторе 4. В результате этого осуществляется соответственно рабочая и ускоренная подача режущего инструмента.
На редукторе для ограждения шпинделя 8 закреплен кожух 10 с конечным выключателем 9, служащим для отключения электродвигателя при достижении режущим инструментом крайнего положения, и кулачком 7, контролирующим подачу режущего инструмента.
В качестве " режущего инструмента применена то|рцовая кольцевая фреза 3, "закрепленная вместе со сверлом 15 на конце шпинделя 8. Установка оснащена сменными корпусами 14 и фрезами для вырезки отверстий различного диаметра. Все корпуса имеют патрубок 1 с фланцем 2. Через патрубок осуществляется подача "охлаждающей жидкости. К нему крепится насос, с помощью которого проводится огарессовка корпуса установки, задвижки и приваренного к действующему трубопроводу патрубка.
Работу по врезке отвода осуществляют следующим образом. После вскрытия трубопровода в месте врезки с его поверхности очищают изоляционное покрытие. В месте врезки к трубопроводу приваривают патрубок того же диаметра, что и будущий отвод.
При проведении сварочных работ давление в трубопроводе, по которому ведется перекачка продукта, не должно превышать 2 МПа. По окончании сварочных работ оно может быть увеличено до рабочего. К приваренному патрубку с фланцем крепят задвижку, под которой устанавливают временную опору. К ответному" фланцу задвижки крепят установку. Перед фрезерованием отверстия всю полость от трубопровода до установки заполняют эмульсией для охлаждения и смазки режу-
щего инструмента и с помощью насоса опрсссовывают корпус установки, задвижки и приваренный к трубопроводу патрубок (давление равно 1,5 рабочего давления в трубопроводе). Давление опрессовки сохраняют в течение 5 мин. Подтекания в местах соединения и потение сварных швов не допускаются.
После этого режущий инструмент через открытую задвижку подводят к поверхности трубы и фрезеруют отверстие. По окончании операции режущий инструмент вместе с вырезанным «пятаком» отводят в исходное положение. Задвижку закрывают, а установку демонтируют. К задвижке присоединяют отвод. На этом работа по врезке отвода заканчивается. При врезке отвода установку обслуживает один человек. Максимальное время вырезки отверстия составляет 25 мин. Масса установки 306 кг.
Разработана технология безогневого метода врезки отводов в действующие газопроводы под высоким давлением. Она полностью исключает сварочные работы на действующем газопроводе за счет применения стыковочного узла, присоединяемого к газопроводу с помощью специального герметика, и фрезерной установки для вырезки отверстий.
Стыковочный узел состоит из двух половин с продольными фланцами. Одна половина его имеет патрубок с запорным устройством, диаметр которого соответствует диаметру подсоединяемого газопровода. Обе половины соединяются шпильками после их установки на поверхности трубопровода.
Стыковочный узел изготавливают на специальной оснастке индивидуально для каждого диаметра и герметизируют с поверхностью трубопровода посредством уплотнительного кольца и герметика, обеспечивающих абсолютную герметизацию на давления 5,6-7,5 МПа. Герметик рассчитан на период работы газопровода 20-30 лет при температурах от +80 до -40°С.
Отверстия для отвода на действующем газопроводе вырезают специальной фрезерной установкой. Режущий инструмент представляет собой набор коронных фрез со специальным профилем зуба и сверла.
После определения точки подключения будущего отвода к трубопроводу отрывают котлован, наружную поверхность трубопровода очищают от изолирующих покрытий и продуктов коррозии. На зачищенную поверхность трубопровода и внутреннюю поверхность обеих половин стыковочного узла тонким слоем наносят герметик, приготавливаемый на базе эпоксидных смол с добавлением необходимых наполнителей и пластификаторов, которые обеспечивают надежную эксплуатацию стыковочного узла в течение всего периода работы трубопровода. В момент затяжки шпилечного соединения герметик заполняет раковины и микротрещины. Надежность всего узла проверяют гидравлическим испытанием на прочность и герметичность. После этого к фланцу запорного устройства стыковочного узла монтируют фрезерную установку.
Фрезерную установку подключают к передвижной электростанции. Электропривод через редуктор передает вращательное движение режущему инструменту, который подводят к телу трубы через открытое запорное устройство. Для предотвращения гидроудара при врезке под давлением тело трубы сначала просверливают сверлом. После сверления в течение 30- 40 с выравнивают давление в трубопроводе и полости патрубка отвода, затем начинается фрезерование. Режим фрезерования регулируют штурвалом привода подачи.
Конструкция режущего инструмента обеспечивает своевременное изъятие стружки и вырезаемого элемента тела трубы кз рабочей зоны и исключает попадание их в газопровод. По окончании фрезерования режущий инструмент выводят в крайнее правое положение, а запорное устройство на патрубке отвода переводят в закрытое положение. Через продувочный штуцер установки газ сбрасывают из полости между рабочим органом запорного устройства и присоединительным фланцем установки до достижения атмосферного давления. К запорному устройству патрубка присоединяют газопровод-отвод или технологическую линию.
Аварии на трубопроводе происходят не только по техническим причинам: существует и ряд других, основным из которых является так называемый человеческий фактор. Огромное число катастроф происходит в результате халатности, как работников, так и начальства. Именно это и подчёркивается в ряде дальнейших примеров.
5 июня в Витебской области завершен ремонт более чем 40-километрового участка российского магистрального нефтепродуктопровода "Унеча -- Вентспилс". Одновременно был официально объявлен виновник крупнейшей аварии на этой транспортной линии.
Как сообщили БелаПАН в дирекции российского унитарного предприятия "Запад-Транснефтепродукт" (Мозырь), нефтепродукты по трубопроводу "Унеча -- Вентспилс" перекачиваются уже сорок лет. При проведении в 2005 году диагностики трубопровода специалисты обнаружили множество дефектов. Их виновником собственник нефтепровода считает предприятие-изготовителя -- Челябинский металлургический завод (Россия), на базе которого сейчас действуют четыре предприятия. После двух аварий на нефтепроводе в Бешенковичском районе Витебской области (в марте и мае 2007 года) специалисты "Запад-Транснефтепродукта" провели повторное исследование магистрали и собственными силами приступили к замене потенциально опасных участков. Транспортировка дизельного топлива из России в Латвию через Беларусь была приостановлена на 60 часов. За это время пять белорусских ремонтных бригад "Запад-Транснефтепродукта" из Мозыря и Речицы (Гомельская область), Сенно и Дисны (Витебская область), Кричева (Могилевская область) заменили 14 фрагментов нефтепровода.
Виновником его порывов на территории Бешенковичского района прокуратура определила Челябинский металлургический завод, который изготовил дефектные трубы в 1963 году.
Напомним, 23 марта 2007 года в Бешенковичском районе Витебской области произошел порыв нефтепродуктопровода "Унеча -- Вентспилс". В результате аварии дизельное топливо по мелиоративному каналу и реке Улла попало в Западную Двину и добралось до Латвии. "Запад-Транснефтепродукт" компенсировал Министерству по чрезвычайным ситуациям Беларуси убытки по устранению последствий аварии 23 марта. Министерство природных ресурсов и охраны окружающей среды Беларуси подсчитало ущерб, нанесенный экологии от первого разрыва нефтепровода. Предполагается, что до 15 июня сумма ущерба будет согласована с владельцем трубопровода и представлена общественности.
Второй прорыв трубы на нефтепродуктопроводе Унеча-Вентспилс произошел 5 мая. "Прорыв является локальным. Из нефтепровода вытекло небольшое количество нефтепродуктов", -- сказал тогда БелаПАН министр по чрезвычайным ситуациям Беларуси Энвер Бариев.
Он заверил, что авария не принесет тяжелых последствий для окружающей среды. "В реки нефтепродукты не попадут", -- сказал министр.
Симптоматично, что второй прорыв произошел возле деревни Бабоедово Бешенковичского района, вблизи того места, где в марте произошел первый крупный прорыв трубы.
Как говорится, где тонко, там и рвется.
27 февраля 2007 г. в Оренбургской области, в 22 км от г. Бугуруслан из внутрипромыслового трубопровода НГДУ "Бугурусланнефть" (подразделение входящего в "ТНК-ВР" ОАО "Оренбургнефть") произошла утечка нефти.
К счастью, или к несчастью, но разлив, объем которого по предварительным оценкам МЧС составил около 5 т, попал на лед реки Большая Кинель. К несчастью - труба прохудилась как раз в районе реки. К счастью - вроде бы нефть вылилась не прямо в воду, а на лед толщиной 40 см.
В Махачкале из-за порыва на нефтепроводе произошла утечка нефти. Утечка произошла в Ленинском районе города на участке нефтепровода диаметром 120 миллиметров.
В результате порыва нефтепровода вылилось около 250-300 литров нефти, пятно составляет около десяти квадратных метров. Для ликвидации аварии перекрыли поступление нефти на данном участке.
"Пятно обваловано (загрязнение локализовано)", - сообщили в МЧС. По его словам информации о пострадавших не поступала.
На месте работала оперативная группа МЧС Республики Дагестан. На данный момент ликвидацией аварии занимаются специалисты ОАО Дагнефтегаз.
Нефтепровод Омск - Ангарск - наиболее крупный (2 нитки диаметром 700 и 1000 мм) тянется от западной границы области и практически до восточной. Перекачивается сырая нефть. Нефтепровод принадлежит ОАО “Транссибнефть” АК “Транснефть” Министерства топлива и энергетики РФ. По Иркутской области нефтепровод эксплуатирует Иркутское районное нефтепроводное управление (ИРНПУ). В 2001 г. ИРНПУ разработан “План по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти Иркутского районного нефтепроводного управления ОАО “Транссибнефть” - находится на согласовании. Количество аварий на нефтепроводе за период с 1993 г по 2001 г.:
- 1. Март 1993 г. На 840 км магистрального нефтепровода Красноярск - Иркутск (поврежден трубопровод бульдозером) вылилось на рельеф 8 тыс. тонн нефти. Своевременно принятые меры по локализации места пролива позволили свести к минимуму последствия этой аварии. Пролитая нефть в основном была откачена в хранилища. Загрязненный грунт был собран и вывезен на утилизацию.
- 2. Март 1993 г. На 643 км магистрального нефтепровода Красноярск - Иркутск (разрыв нефтепровода из-за дефекта сварного шва, момент аварии не был своевременно зафиксирован) на поверхность излилось более 32,4 тыс. тонн нефти. Принятые срочные меры по ликвидации последствий этой аварии позволили быстро нейтрализовать негативные явления. Однако около 1 тыс. тонн нефти проникло в недра и локализовалось в 150-300 м от действующего Тыретского хозяйственного водозабора подземных вод. Около 40% 2-го и 3-го поясов зоны санитарной охраны водозабора оказались загрязненными нефтью. Еще около 1 тыс. тонн нефти проникло в грунты на участке заболоченной поймы р. Унги и постепенно мигрировала ниже по течению в хозяйственно-ценный водоносный горизонт. Для сохранения Тыретского хозяйственного водозабора подземных вод от загрязнения нефтью был сооружен и задействован специальный защитный водозабор, который уже в течение 9 лет “отсекает” загрязненную нефтью воду от хозяйственного водозабора. Эколого-гидрогеологическая ситуация остается сложной в части загрязнения нефтью извлекаемой воды хозяйственным водозабором. На протяжении всех лет, после аварии осуществлялся государственный природоохранный контроль за ведением эколого-гидрогеологических работ в районе аварии. Каждый год проводятся совместные совещания лиц и служб, заинтересованных в очищении от загрязненных нефтью земель и подземных горизонтов (землепользователей, природоохранных органов, санэпиднадзора, гидрометеослужбы, гидрогеологов, нефтепроводного управления) - подводятся итоги мониторинга за прошедший год и определяется дальнейшая программа работ. Обслуживание систем мониторинга и контроля геологической среды в районе Тыретского водозабора до 1999 г. проводило по договору ГФГУП “Иркутскгеология”. С 1999 г - ИРНПУ
- 3. Март 1995 г. На 464 км магистрального нефтепровода Красноярск - Иркутск (трещина серповидная на трубопроводе Ду 1000 мм, длина 0,565 м, ширина 0,006 м) на поверхность излилось 1683 м3 нефти. Нефть по руслу ручья (300 м) достигла реки Курзанки и растеклась по льду реки на расстояние 1150 м. При ликвидационных работах 1424 м3 нефти было собрано и откачено в резервный трубопровод Ду 700 мм. Река Курзанка до наступления весеннего паводка была полностью очищена от загрязнения. Безвозвратные потери нефти составили 259 м3, из которых 218.3 м3 было сожжено. Загрязненный нефтью грунт из русла ручья был снят и заскладирован в карьере, где организована его обработка биоприном.
- 4. Январь 1998 г. На 373 км магистрального нефтепровода Красноярск - Иркутск (трещина длиною 380 мм на трубопроводе Ду 1000 мм) выход нефти на поверхность около 25 м3, собрано около 20 м3. Вывоз загрязненного снега произведен в нефтеловушки Нижнеудинской НПС.
- 5. Ноябрь 1999 г. На 565 км магистрального нефтепровода Красноярск - Иркутск (разгерметизация трубопровода Ду 700, в результате повреждения задвижки во время ремонтных работ, с последующим возгоранием разлившейся нефти). Площадь загрязнения 120 м2, сгорело 48 тонн нефти.
- 6. Декабрь 2001 г. на 393,4 км магистрального нефтепровода Красноярск - Иркутск (при опорожнении резервной нитки Ду 700мм, с перекачкой нефти ПНУ в трубопровод Ду 1000 мм), произошла разгерметизация всасывающей нитки насоса. На поверхность вылилось около 134 м3 нефти. Нефть локализовалась в пониженной части рельефа - естественный овраг, расположенный от места аварии на расстоянии 80 м. После устранения повреждения нефть из оврага - 115 м3 - откачана в действующий нефтепровод. Остатки нефти собраны спецмашиной. Объем безвозвратных потерь нефти составил 4 м3. Поверхность земли, загрязненная нефтью, обработана сорбентом “Эконафт” с последующей вывозкой загрязненного грунта на Нижнеудинскую НПС. По Предписанию КПР по Иркутской области организован мониторинг земель и поверхностных вод р. Уды
В Российской Федерации общая протяженность подземных нефте-, водо- и газопроводов составляет около 17 миллионов километров, при этом из-за постоянных интенсивных волновых (колебаний давления, гидроударов) и вибрационных процессов, участки этих коммуникаций приходится постоянно ремонтировать и полностью заменять. Весьма актуальны вопросы защиты от коррозии для нефтяной, нефтегазодобывающей, перерабатывающей и транспортирующей отраслей, вследствие металлоемкости резервуаров хранения нефтепродуктов и прочих сооружений, наличие здесь агрессивных сред и жестких условий эксплуатации металлоконструкций. Убытки, вызываемые гидроударами и коррозией, составляет несколько сотен миллиардов долларов и около 50 тыс. т. черных металлов в год. При общей динамики аварийности, по оценкам экспертов, причинами разрыва трубопроводов являются:
60% случаев – гидроудары, перепады давления и вибрации
25% - коррозионные процессы
15% - природные явления и форс-мажорные обстоятельства.
В течение всего срока эксплуатации трубопроводы испытывают динамические нагрузки (пульсации давления и связанные с ними вибрации, гидроудары и т.д.). Они возникают при работе нагнетательных установок, срабатывании запорной трубопроводной арматуры, случайно возникают при ошибочных действиях обслуживающего персонала, аварийных отключениях электропитания, ложных срабатываниях технологических защит и т.п.
Техническое же состояние эксплуатируемых по 20-30 лет трубопроводных систем оставляет желать лучшего. Замена изношенного оборудования и трубопроводой арматуры в последние 10 лет ведется крайне низкими темпами. Именно поэтому наблюдается устойчивая тенденция увеличения аварийности на трубопроводном транспорте на 7-9% в год, о чем свидетельствуют ежегодные Государственные доклады «О состоянии окружающей природной среды и промышленной опасности Российской Федерации».
Участились аварии на трубопроводах, сопровождающиеся большими потерями природных ресурсов и широкомасштабным загрязнением окружающей среды. По официальным данным только потери нефти из-за аварий на магистральных нефтепроводах превышают 1 млн тонн в год и это без учета потерь при прорывах внутрипромысловых трубопроводов.
Вот лишь несколько примеров аварий на трубопроводах:
Тюмень 27 октября 2008 года. На Усть-Балыкском месторождении в Югре произошел прорыв нефтепровода, из-за аварии остановлена работа 23 скважин Солкинского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», одного из крупнейших добывающих предприятий в России, сообщили «Росбалту» в пресс-службе главного управления МЧС РФ по Ханты-Мансийскому автономному округу. В воскресенье вечером на Усть-Балыкском месторождении в Нефтеюганске загорелась разлитая нефть. Разлив произошел на площади 400 кв. метров.
В Чертковском районе Ростовской области произошел порыв нефтепровода ООО «Приволжский магистральный нефтепровод». Вылилось около 300 куб. метров нефти с последующим возгоранием на площади 600 квадратных метров . В Южном региональном центре МЧС России создан оперативный штаб. Проведены работы по обвалованию места розлива нефтепродуктов. Выкопан и оборудован котлован для временного сбора нефтепродуктов. В трубопроводе находилось 2,4 тысяч тонн нефти. Ущерб составил около 3,5 миллионов рублей .
Авария магистрального нефтепровода в Чертковском районе Ростовской области в мае 2009 года произошлаиз-за коррозии трубы и плохой организации работ по обслуживанию трубопровода, сообщила пресс-служба Ростехнадзора об итогах расследования аварии.
22 апреля 2009.
В 6-ти километрах от поселка Ровное Саратовской области из нефтепровода произошла утечка водонефтяной эмульсии.
Более 100 квадратных метров земли было покрыто плотным слоем осадка. ЧП произошло в 8.30 утра в результате порыва нефтепровода, залегающего в земле на глубине 1,5 метра. По предварительной версии, причиной аварии стала коррозия металла
нефтепровода.
13 апреля 2009 года . Авария на нефтепроводе в Пермском крае. В результате порыва на магистральном нефтепроводе Северокамск -Краснокамск в Краснокамском районе Пермского края произошла утечка нефти в речку Ласьва, которая впадает в Каму. Авария произошла 13 апреля около 22.00 МСК в 200-х метрах от федеральной трассы Пермь-Казань. Специалистами пермского аварийно-спасательного отряда и аварийной бригады Северо-западного магистрального нефтепровода на поверхности реки установлены заграждения. Причина аварии – отверстие в трубопроводе.
26 января 2008 года. Башкирия. Авария на магистральном трубопроводе. В окружающую среду попало 9 куб. м нефти , площадь опыления снега нефтяной пылью составила 1,4 гектара .
19 октября 2009 года. В Брянской области произошел прорыв на нефтепроводе «Дружба». Прорыв на нефтепроводе «Дружба» произошел на 97 километре ветки «Унеча – Мозырь-1″ близ деревни Петровка Злынковского района Брянской области в 09:40 в воскресенье, 19 октября, сообщил начальник отдела ОАО «Магистральные нефтепроводы «Дружба» Михаил Кашеваров. По словам Михаила Кашеварова, прорыв произошел из-за дефекта сварочного шва . В землю вылилось около девяти кубометров нефти , которая растеклась на площади около 50 квадратных метров .
Это лишь малая часть всех аварий. По не официальным данным только потери нефти из-за аварий на магистральных нефтепроводах превышают 1 млн тонн в год и это без учета потерь при прорывах внутрипромысловых трубопроводов.
Поэтому полное устранение или существенное уменьшение интенсивности волновых и вибрационных процессов в трубопроводных системах позволяет не только в несколько раз уменьшить количество аварий с разрывами трубопроводов и выходом из строя трубопроводной арматуры и оборудования, повысить надежность их работы, но также значительно увеличить срок их эксплуатации.
В настоящее время для борьбы с пульсациями и колебаниями давления и расхода в трубопроводных системах используют воздушные колпаки, аккумуляторы давления, гасители различных типов, ресиверы, дроссельные шайбы, клапаны сброса и т.п. Они морально устарели, не соответствуют современному развитию науки и техники, малоэффективны, особенно в случае гидроударов и динамики переходных процессов, не отвечают требованиям экологической безопасности, о чем свидетельствует статистика аварийности. На данный момент в России существуют новые технологии, противоаварийной защиты трубопроводов, которые позволяют гасить все внутрисистемные возмущения: гидроудары, колебания давления и вибрации. Принципиально новым высокоэффективным энергонезависимым техническим средством гашения колебаний давления, вибрации и гидроударов - являются стабилизаторы давления (СД).
При этом неизбежно происходят потери нефти, среднестатистический уровень которых оценивается в 0,15-0,2 т/сут. на один порыв. Кроме того, в окружающую среду попадают высокоагрессивные смеси, нанося ей значительный ущерб.
Согласно Государственному докладу «О состоянии промышленной безопасности опасных производственных объектов, рационального использования и охраны недр РФ в 2010 г.» основными причинами аварий на магистральных трубопроводах в течение 2001 –2010 гг. стали:
· внешние воздействия – 34,3 %, (их общего количества),
· брак при строительстве – 23,2 %,
· наружная коррозия – 22,5 %,
· брак при изготовлении труб и оборудования на заводах – 14,1 %,
· ошибочные действия персонала – 3 %.
Основная причина аварий на внутрипромысловых трубопроводах – разрывы труб, вызванные внутренней коррозией. Износ внутрипромысловых трубопроводов достигает 80%, поэтому частота их разрывов на два порядка выше, чем на магистральных, и составляет 1,5 – 2,0 разрыва на 1 км. Так, на территории Нижневартовского района Ханты-Мансийского АО с начала эксплуатации месторождений построено 21 093 км внутрипромысловых и магистральных нефтегазопроводов, большая часть из которых уже пришла в аварийное состояние, но продолжает эксплуатироваться.
Доминирующей причиной аварий на действующих газопроводах России является коррозия под напряжением. За период с 1991 г. по 2011 г. из общего числа аварий по причине стресс-коррозии было 22,5%. В 2010 г. на ее долю приходится уже 37,4% от всех аварий. К тому же расширяется география проявления коррозии под напряжением.
Основные фонды трубопроводного транспорта, как и вся техносфера стареют, магистрали деградируют с всевозрастающей скоростью. Неизбежно приближаются кризисные явления. Например, износ основных фондов газотранспортной системы ОАО «Газпром» составляет около 65%. Таким образом, продление срока безопасной службы трубопроводных систем является важнейшей задачей транспортников нефти и газа.
В настоящее время внутритрубное обследование проведено в отношении магистральных нефтепроводов, а также 65 тыс. км газопроводов из 153 тыс. км общей протяженности. При этом ремонтируется около 1,5% опасных дефектов от общего количества обнаруженных дефектов. По данным АК «Транснефть» плотность распределения дефектов коррозии составляет 14,6 деф./км. Скорость коррозии на значительной части – 0,2 – 0,5 мм/год, но имеет место и значительно большая скорость - от 0,8 до 1,16 мм/год.
Наиболее уязвимыми на сегодня являются магистральные газопроводы Северного коридора. Северный коридор представляет собой многониточную систему газопроводов, проложенных из районов северных месторождений (Уренгойское, Заполярное, Медвежье и др.) до границ Белоруссии с одной стороны и до границы с Финляндией – с другой. В том же коридоре проходит трасса строящегося магистрального газопровода Ямал – Европа. Общая протяженность действующих газопроводов Северного коридора в однониточном исчислении около 10 тыс. км. Суммарная производительность газопроводов в головной части составляет 150 млрд. кубических метров газа в год. В районах прохождения газопровода Ухта – Торжок (1 – 4-я нитки) производительность газопровода составляет 80 млрд. м в год.
В последние годы выделяется высокая доля аварий именно этого участка магистральных трубопроводов по причине стресс-коррозии (71,0%). В 2009 г. 66,7% аварий также имели стресс-коррозионные характер. Возраст газопроводов, потерпевших стресс-коррозионные аварии, непрерывно растет. По коридорам Северного коридора за 2005 – 2008 гг. этот средний возраст составил 24,2 года, максимальный – 28 лет. Примерно 10 лет назад средний возраст газопроводов, потерпевших стресс-коррозионные аварии, составлял 13 – 15 лет.
Основным выводом можно считать, что основной причиной аварий на трубопроводах является коррозия металла. Коррозия металла нефтесборных коллекторов и водоводов, как правило, ручейковый или питтинговый характер и обусловлена агрессивными физико-химическими свойствами водной фазы добываемой из недр продукции.
