Анализ аварийности на объектах трубопроводного транспорта (нефть, нефтепродукты).

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ2
ГЛАВА 1. АВАРИЙНЫЕ СИТУАЦИИ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДАХ4
Классификация чрезвычайных ситуаций4
Аварии и их характеристики4
Причины возникновения аварий на магистральных газопроводах8
Ликвидация аварий на магистральных газопроводах9
ГЛАВА 2. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ И ЭКОЛОГИЧЕСКИЙ УЩЕРБ14
ЗАКЛЮЧЕНИЕ22
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ23
ВВЕДЕНИЕ
Развитая система трубопроводного транспорта и его эффективная работа в настоящее время является одним из важнейших факторов, наряду с добычей и переработкой нефти, обуславливающих успешную деятельность любого нефтегазодобывающего предприятия, от деятельности которых зависит и экономика страны. В связи с этим выбранная тематика, несмотря на узкую направленность, входит в актуальное русло проблем энергетики России и обращает внимание на существующую в настоящее время проблему неэффективной эксплуатации промышленных трубопроводов в силу их высокой подверженности аварийностям.
Именно безаварийная работа системы трубопроводов позволяет доставить весь объем добытой нефти для переработки и далее до потребителя без повышения ее себестоимости. В то же время, согласно статистике, количество отказов на промысловых трубопроводах остается довольно высоким. Это связано в первую очередь с коррозионным износом трубопроводов.
Стоит отметить, что отказы на промысловых трубопроводах, пересекающих водные преграды, наносят большой экономический ущерб не только из-за потерь продукта, но и сопровождаются, в большинстве случаев загрязнением окружающей среды, гибелью флоры и фауны, возникновением пожаров и даже человеческими жертвами.
Поэтому к трубопроводам предъявляются очень высокие требования, одним из которых является герметичность.
Среди условий, обеспечивающих избегание неприятных последствий аварийных отказов, важное место принадлежит своевременному и качественному проведению профилактических мероприятий.
Цель исследования: провести анализ аварийности на объектах трубопроводного транспорта (нефть, нефтепродукты).
Задачи исследования:
1. Дать классификацию аварий.
2. Выделить факторы устойчивости при воздействии, вызванном внешними причинами.
3. Сделать выводы по проделанной работе.
ГЛАВА 1. АВАРИЙНЫЕ СИТУАЦИИ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДАХ
Классификация чрезвычайных ситуаций
Чрезвычайная ситуация (ЧС) - это обстановка на определенной территории, сложившаяся в результате аварии, опасного природного явления, катастрофы, стихийного или иного бедствия, которая может повлечь или повлекла за собой человеческие жертвы, ущерб здоровью людей или окружающей природной среде, а также значительные материальные потери и нарушение условий жизнедеятельности [3].
В действующем постановлении Правительства Российской Федерации "О классификации чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера" в качестве критерия тяжести чрезвычайной ситуации используется количество пострадавших. Чрезвычайные ситуации классифицируются в зависимости от количества людей, пострадавших в этих ситуациях, людей, у которых оказались нарушены условия жизнедеятельности, размера материального ущерба, а также границы зон распространения поражающих факторов чрезвычайных ситуаций.
ЧС подразделяются на локальные, местные, территориальные, региональные, федеральные и трансграничные [3].
Аварии и их характеристики
К сожалению, количество аварий во всех сферах производственной деятельности неуклонно растет. Это происходит в связи с широким использованием новых технологий и материалов, нетрадиционных источников энергии, массовым применением опасных веществ в промышленности и сельском хозяйстве.
Современные сложные производства проектируются с высокой степенью надежности, порядка [2]. Иначе говоря, если этот объект единственный, то авария на нем может произойти один раз в 10 тыс. лет [2]. Но если таких объектов будет 10 тыс. единиц, то ежегодно один из них статистически может быть аварийным. Следовательно, абсолютной безаварийности не существует. При этом, чем выше безопасность объекта, тем последствий аварии больше.
Независимо от производства, в подавляющем большинстве случаев аварии имеют одинаковые стадии развития.
На первой из них аварии обычно предшествует возникновение или накопление дефектов в оборудовании, или отклонений от нормального ведения процесса, которые сами по себе не представляют угрозы, но создают для этого предпосылки. Поэтому еще возможно предотвращение аварии.
На второй стадии происходит какое-либо инициирующее событие, обычно неожиданное. Как правило, в этот период у операторов не бывает ни времени, ни средств для эффективных действий.
Собственно, авария происходит на третьей стадии, как следствие двух предыдущих.
В зависимости от вида производства, аварии и катастрофы на промышленных объектах и транспорте могут сопровождаться взрывами, выходом ОХВ, выбросом радиоактивных веществ, возникновением пожаров и т.п.
Основные опасности нефтегазодобывающих производств, которые могут привести к возникновению чрезвычайных ситуаций, связаны с авариями в виде пожара, взрыва или токсического выброса. Прогнозирование и предупреждение последствий аварий на таких производствах связано, прежде всего, с прогнозированием и предупреждением действия поражающих факторов при реализации основных опасностей. При всем многообразии возможных сценариев аварий набор поражающих факторов ограничен. Это дает возможность описывать физические воздействия, приводящие к нанесению ущерба людям, материальным ценностям и окружающей среде, конечным числом параметров.
Основные поражающие факторы аварий представлены в таблице 1.1 [1]
Таблица 1.1
Основные поражающие факторы аварий на промышленно опасных объектах
Разновидность аварии Поражающие факторы Параметры поражающего действия
Пожар, огненный шар пламя;
тепловое излучение Определение полей поражающих факторов сводится к определению границ зоны пламени и определению текущих значений теплового потока в зависимости от удаления от внешней границы зоны пламени.
Взрывы (в т. ч. взрывы топливовоздушных смесей) воздушные ударные волны;
летящие обломки различного рода объектов технологического
оборудования Параметры поражающего действия воздушной ударной волны - избыточное давление во фронте волны и ее импульс в зависимости от расстояния от места взрыва. Параметры, определяющие поражающее действие осколков, - количество осколков, их кинетическая энергия, направление и расстояние разлета.
Токсический выброс химическое заражение Параметрами, характеризующими токсические нагрузки при токсическом выбросе, являются поля концентраций вредного вещества и времена действия поражающих концентраций.
Перечисленные поражающие факторы являются основными для рассматриваемых видов аварий. Однако следует учитывать, что при аварии действует несколько поражающих факторов. Так, при пожаре значительным может быть воздействие токсичных продуктов горения. При взрыве больших масс взрывчатых веществ могут иметь место значительные сейсмические последствия, приводящие к обрушению по этой причине. Поэтому при прогнозировании последствий аварий необходимо учитывать все возможные поражающие факторы и выделять основные из них только после анализа возможности их реализации [5].
Экспертная оценка вероятности проявления основных поражающих факторов при техногенных авариях представлена на рис.1.1 [8].

Рисунок 1.1 - Вероятность основных поражающих факторов при техногенных авариях: 1 - разрушение, обрушение зданий и сооружений; 2 - пожар; 3 - осколки и разлетающиеся фрагменты оборудования; 4 - столкновение (удар) с элементами конструкций; 5 - отравление токсичными продуктами; 6 - прямые поражения ударными волнами
Из рисунка видно, что тяжесть последствий при действии различных поражающих факторов существенно различна. В частности, обрушение зданий и конструкций практически всегда приводит к тяжелым последствиям, в то время как последствия воздействия поражающих факторов при пожаре, как правило, не столь катастрофичны для персонала.
Причины возникновения аварий на магистральных газопроводах
С 2011 по 2020 г. на объектах магистральных трубопроводов произошло 545 аварий. Среднегодовой показатель аварийности составляет 50-60 аварий и в целом не имеет устойчивой тенденции к снижению [11].
Основные причины аварий на объектах магистральных трубопроводов:
внешние физические (силовые) воздействия на трубопроводы, включая криминальные врезки, повлекшие утечки;
нарушения норм и правил производства работ при строительстве и ремонте, отступления от проектных решений;
коррозионные повреждения труб, запорной и регулирующей арматуры;
нарушения технических условий при изготовлении труб и оборудования;
ошибочные действия эксплуатационного и ремонтного персонала [6].
Основной причиной аварий на действующих газопроводах за предыдущие годы является стресс-коррозия (табл.1.2). Отмечается тенденция роста аварий по этой причине. Если за период с 2011 по 2020 годы средний показатель аварий из-за коррозии под напряжением составил 22,5% от числа общих аварий, то 2020 году - 37,8% [7].
Таблица 1.2
Основные причины аварий на газопроводах
Причины аварий % от общего числа
1 2
Наружная коррозия 28,9
в т. ч. по КРН 22,5
Механические повреждения 19,0
Брак строительно-монтажных работ 21,9
в т. ч. брак сварки 13,0
Дефекты труб 11,4
Стихийные бедствия 9,5
Ликвидация аварий на магистральных газопроводах
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 ремонтируемом 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 [5].

Рисунок 1.2 – Схема локализации повреждения трубопровода
Сварочные работы на газопроводе выполняют при избыточном давлении газа, равном 200—500 Па [8]. 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 [9].
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 [10].
Огневые работы на действующих газопроводах, транспортирующих сырье с высоким содержанием сероводорода, рекомендуется проводить в следующем порядке. Участок ремонтируемого газопровода 2 (рис. 1.3) отключают линейными кранами 1. В нем давление газа снижают до 200 — 500 Па,. Избыточное давление газа контролируют жидкостными манометрами.
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 [13].
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 газомеханическая пена, под действием которой резиновые оболочки 4 перемещают на безопасное расстояние от места проведения огневых работ, 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 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.

Рисунок 1.3 – Приспособление для врезки отводов в действующие нефтепродуктопроводы
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 сварки 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.

ГЛАВА 2. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ И ЭКОЛОГИЧЕСКИЙ УЩЕРБ
Самый чувствительный экологический урон приносят аварии на трубопроводах. При разрушении газопровода и мгновенном высвобождении энергии газа возникают механические повреждения природного ландшафта и рельефа, нарушение целостности почвенно-растительного покрова. Примерно половина аварий сопровождается возгоранием газа. Поэтому механическое и бризантное воздействие усугубляется тепловой радиацией. Радиус термического влияния определяет зону полного поражения окружающего растительного покрова в очаге отказа, имеется зона трансформации ландшафтов, буферная зона при механических повреждениях.
При авариях на газопроводах диаметром 1 420 мм максимальный разброс отдельных кусков металла достигал 480 м, зона термического воздействия — 540 м. Потери газа при разрушении газопровода в среднем составляют около 5 млн м3 [13].
На газопроводах в 1985-1986 гг. аварии составляли 0,41-0,44 % на 1 000 км в год, в последние годы 0,18-0,22. Наибольшее количество аварий связано с коррозией под напряжением. Так, в 2019 году аварии по этой причине составили 27 % от всех аварий на газопроводах [4].
Как показывает практика, более 51 % общей длины трассы магистральных трубопроводов прокладывается по лесным массивам. Это обусловливает значительную вероятность возникновения лесных пожаров в результате аварий на газопроводах. На 25 % общей длины магистральные газопроводы пересекают пашни и другие сельскохозяйственные угодья. Из-за аварий при термическом воздействии горящего газа происходит выгорание посевов на площадях в сотни гектаров и спекание грунта на глубину нескольких сантиметров.
При разрушении продуктопровода широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) в Башкирии территория поражения составила 2 км2.
Имели место аварии трубопроводов с каскадным развитием разрушения. В этом случае выходят из строя последовательно элемент за элементом, конструкция за конструкцией трубопровода. Такого ряда очень редкие аварии наносят наибольший экономический и экологический ущерб. Ярким примером каскадного разрушения трубопровода может служить авария на Южно-Солененском газоконденсатном месторождении в ноябре 1989 г [11].
Основным источником химического загрязнения атмосферы в трубопроводном транспорте являются компрессорные станции. При использовании для привода турбин природного газа, в результате его сгорания в атмосферу выбрасываются вредные вещества, в том числе окислы азота, окись углерода, окислы серы (в случае, если газ содержит соединения серы). Количество выбросов зависит от типа газотурбинных агрегатов. Их количество составляет около 0,5 млн т на 1 млрд м3 товарной добычи газа. В 1996 г. они составили 2,5 млн т. Ставится задача за счет модернизации камер сгорания и замены устаревших газоперекачивающих агрегатов снизить содержание оксидов до 50 мг/нм3 [10].
ВНИИприроды, изучая трансграничный перенос загрязнителей, установил, что оксиды в продуктах сгорания газа, рассеиваемые ветром с избыточной влагой воздуха, могут образовывать кислоты, которые, выпадая на землю, угнетают растительность, воздействуют на некоторые виды ценных рыб. В результате таких процессов, например, вокруг Норильска возник «лунный ландшафт».
Наибольшее шумовое загрязнение атмосферы происходит за счет работы ГПА и строительных механизмов. Уровни шума на
КС значительно превышают действующие санитарные нормы, что создает неблагоприятные условия для обслуживающего персонала и обитания местных диких животных и птиц.
Из-за воздействия шумов животные и птицы вынуждены покидать привычные места ареалов обитания. Известны примеры, когда даже такие приспособленные к жизни в экстремальных условиях виды, как, например, волки, вынуждены откочевывать для вывода потомства на 100-300 км от КС или строящегося объекта [9].
Метан является парниковым газом и может внести при утечках из газотранспортных систем вклад в глобальное потепление. Один килограмм метана на временном горизонте в 20 лет эквивалентен потенциалу глобального потепления от 21 кг углекислого газа.
Существует расхожее мнение, что не следует заострять внимание на потерях метана в системах газовой промышленности, коль скоро безгранично много его отдают в атмосферу болота, угольные шахты. Из последних в России поступает в атмосферу более 12 млрд м3 метана в год. Вероятно, значительно больше из болот. И все же, необходимо оценить влияние на климат утечек метана, в том числе из газотранспортных систем при авариях, через свищи и трещины, неплотность арматуры, сбросах при ремонте и переиспытаниях [9].
В среднем в расчете на один год учтенные потери газа от утечек через свищи и другие повреждения газопроводов как минимум в 1,5 раза выше, чем при аварийном разрыве труб.
Данные РАО «Газпром» подтверждают потери газа при средней дальности транспортировки 2 500 км в 1,0 % от общего объема перекачки [9].
Таким образом, газоплотность трубопроводных систем и при сдаче объектов, и еще больше в период эксплуатации является важнейшим фактором экологической дисциплины.
Наиболее тяжелые экологические последствия вызывают аварийные ситуации на нефтепроводах, хотя разрушающий эффект на них значительно меньший, чем на газопроводах. В этом случае доминирующую роль играет выход большого количества нефти при аварийном разливе. Физико-химическое воздействие продукта на почву и воду часто приводит к трудновосстанавливаемому или практически невосстанавливаемому режиму естественного самоочищения.
Разрушение трубопроводов по своему характеру вызывает техногенное воздействие, затрагивающее биохимические процессы, происходящие в атмосфере, в почве и водоемах. В период аварийных ситуаций концентрация нефти и нефтепродуктов в воде достигает 200-300 мг/л. Загрязнение рек и водоемов отрицательно сказывается на рыбных запасах регионов.
На нефтепроводе Харьяга-Усинск в Коминефть, или, точнее, на промысловом коллекторе длиной 148 км, начиная с 1994 года имели место разрушения с крупными потерями нефти, в основном по причине внутренней коррозии. О потерях при этих авариях до сих пор еще спорят. Истинные размеры разлива нефти оказались в «вилке» между завышенными оценками западных экспертов и мнением российских специалистов. Но и у последних очень разные результаты подсчетов: от 14 до 103 тыс. т. Словом здесь перемешалась политика, бизнес, техника и экология.
Так или иначе, это было большой экологической бедой с загрязнением значительной территории, попаданием нефти в реки Уса и Кольва.
Напомню, что такие аварии дорого стоят. Коминефть для ликвидации последствий разлива нефти получила кредит в 124 млн долларов. Разлив нефти при катастрофе с танкером «Эксон Воль-дерс» обошелся компании «Эксон» в более чем миллиард долларов [13].
О масштабах потери нефти из коллектора Вазой-Уса можно судить, по данным Коми-нефть, о добыче 49 тыс.т нефти из шлама, образовавшегося в результате утечек. Предполагается добыть еще 40 тыс. т. Утечки нефти из трубопроводов на промплощадках в отдельных случаях приобретали катастрофический характер. Так, на территории Пермьнефтеоргсинтеза, Новокуйбышевского и Ангарского нефтеперерабатывающих заводов в результате потерь нефти и нефтепродуктов из трубопроводов и разлива при аварийных ситуациях образовались техногенные залежи, объем которых достигает 900 тыс. т нефтепродуктов. Из одной из них добывается 40-60 т бензина марки 50 в день [13].
Многие ремонты связаны со сливом нефти в амбары, т. е. связаны с нарушением экологии. Однако значительно большие потери нефти через свищи, трещины, неплотности арматуры, сбросы при ремонтах. По данным Европейской организации нефтяных компаний «Конкау» с 1971 по 1995 г. количество разливов (утечек) нефти на 1000 км уменьшилось с 1,4 до 0,4. Как видно, частота отказов (утечек) для хорошо обслуживаемых европейских нефтепроводов гораздо больше, чем показатель аварий на российских нефтепроводах, но она и должна сопоставляться с зафиксированными утечками, а не с авариями. По утверждению экологов в условиях острого топливно-энергетического кризиса ежегодно теряется с учетом нефтяных газов в пересчете на нефтяной эквивалент примерно 16 млн т нефти.
К сожалению, до сих пор проектирование трубопроводных систем ведется без предварительной оценки и анализа риска их эксплуатации, т. е. уровня потенциальной опасности для окружающей среды. Задача теории риска — не только выявлять «слабые» звенья технологической цепи, но и прогнозировать развитие событий в случае возникновения аварий. Иначе говоря, речь идет о построении достоверных «сценариев» (т. е. логических схем) развития аварий, а также математическом описании и программном обеспечении сопутствующих физических процессов. Вся эта методология разработана ассоциацией «Высоконадежный трубопроводный транспорт», ВНИИГазом, Российским государственным университетом нефти и газа им. И. М. Губкина.
Серьезную опасность для трубопроводов представляют оползневые процессы, особенно часто наблюдаемые на береговых участках подводных переходов. Перемещение грунта, особенно если оно идет под углом к оси трубопровода, вызывает оползневое давление — пассивное давление в пределах высоты трубы. Следствием этого является изгиб трубопровода в плане, повреждение изоляции и при достижении предельных деформаций разрушение. Так на 9-ти ниточном переходе газопроводов через р. Каму, несмотря на то, что крутой оползневый правый берег был существенно уположен в коридоре 600 м (крутизна склона составила 9-10°), в 1990 г. произошел разрыв трубопровода. В результате взрыва образовалась воронка диаметром 40 м. Выполненные дополнительные противооползневые мероприятия оказались недостаточными, и в 1995 г. в результате оползневой деформации произошел разрыв другой нитки газопровода [12].
По этому переходу Гипроречтранс сделал контрольные расчеты по программе Ризт и подтвердил его неблагополучие. Эта программа оказалась надежным средством оценки оползневой опасности. Ею следует пользоваться при проектировании и мониторинге, когда требуется оценить устойчивость склона, расположение, глубину и протяженность массива грунта, вовлекаемого в оползневой процесс, эффективность мероприятий по инженерной защите склона, выявить наиболее неблагополучные с точки зрения возможных деформаций участки трубопровода.
Оползневые участки — частое явление по трассам трубопроводов. Так, газопровод «Голубой поток» на протяженном участке пересекает оползневый район. Для снижения риска возникновения аварийных ситуаций, связанных с оползневыми процессами, необходимо ускорить выпуск обновленной нормативно-технической документации, регламентирующей современные правила проектирования и расчета сооружений на оползневых склонах.
Для трубопроводов окружающий мир — это грунтовый массив, это земля, живущая по своим законам, в том числе и по законам геодинамики. Но если доказано, что «тектонические стрессы», зарождающиеся в глубинах недр, находят отражение даже в атмосфере, трассируя «метеопятна», то нельзя пренебрегать возможностью влияния этих явлений на трубопроводы, как бы вросшие в земную поверхность.
Научно-исследовательский институт горной геомеханики и маркшейдерского дела попытался связать аварийные ситуации на трубопроводах с сейсмическими явлениями. Изучив природу 1 021 отказа, Институт пришел к выводу что практически все разрушения на трубопроводах большой протяженности произошли в зонах возможного влияния тектонических разломов. Так интервалы времени между авариями подчинялись определенной периодичности, совпадающей с периодами сейсмической активности, установленной по материалам Таштагольской сейсмостанции [7].
Для более глубокого изучения и предотвращения аварий Институт предлагает провести геодинамическое районирование земной коры вдоль трасс действующих, строящихся и перспективных трубопроводов.
Отдельные районы Восточной Сибири, Прибайкалья и Дальнего Востока, где намечается большая программа строительства трубопроводов, сейсмически опасны. Здесь возможны землетрясения 6-10 баллов по шкале МЗК-64. Появление повреждений на трубопроводах обычно наблюдается при интенсивности около 7 баллов по шкале МЗК-64. Разрушения на старых поврежденных коррозией трубопроводах можно ожидать и при меньших по интенсивности сейсмических воздействиях.
Серьезным источником загрязнения окружающей среды являются процедуры очистки полости и испытания трубопроводов перед сдачей в эксплуатацию.
В зависимости от района строительства, сезонности работ, особенностей технологических операций сооружения газопровода его внутренняя полость может быть загрязнена грунтом, продуктами коррозии, сварочным гратом и огарками, водой, снегом, льдом и, наконец, случайно попавшими предметами.
Как показала практика, масса загрязнений в расчете на метр длины очищаемого газопровода диаметром 1 420 мм составляет до 0,6 кг, а в отдельных случаях это количество увеличивается в 2-3 раза. Только продукты коррозии составляют 20 г/м3 объема полости. При продувке участка в 30 км из такого трубопровода выносится до 50 т загрязнений, в том числе до полтонны продуктов коррозии. Выброс такого количества загрязнений через открытый конец газопровода приводит к загрязнению площади до 1 000 м в длину и до 300 м в ширину.
При промывке газопроводов диаметром 1 420 мм на участке протяженностью 30 км объем загрязненной воды составляет 55 тыс. м3. Сброс такого количества воды на рельеф чреват загрязнением и засолением грунта, размывом поверхности и растеплением вечномерзлых грунтов [14].
Такой неорганизованный сброс запрещен. Вода после промывки направляется в отстойники и после осветления опускается в водоемы. Однако в случае разрушения трубопровода при испытании неизбежен сброс большого объема воды в незапрограммированном месте с развитием эрозионных процессов.
Большой урон окружающей среде наносят сооружение и эксплуатация речных переходов. При строительстве подводных траншей загрязняется вода, происходит нарушение гидрологических условий территории при рытье траншей трубопроводов на водных переходах, нарушение нерестилищ рыб при дноуглубительных работах, подводного складирования грунта для обратной засыпки траншеи после укладки дюкера, заготовки песчано-гравийных смесей в руслах рек. В водотоки попадает растворенная целлюлоза из захороненных на трассе «древесных остатков», отходами древесины захламляются русла рек.
До сих пор в скальных грунтах выполняются буровзрывные работы. Все это резко отрицательно сказывается на ихтиофауне. При проектировании часто не прогнозируются техногенные деформации русел, особенно тундровых рек. С этим связаны многие негативные последствия, обусловленные русловыми процессами.
К зоне риска должно быть отнесено состояние отдельных речных переходов, главным образом, из-за обнажения в русловой части, ненадежного закрепления берегов в створе перехода, невозможности пропуска по отдельным ниткам внутритрубных диагностических снарядов. К тому же следует отметить, что из общей длины в 3 500 км речных переходов 40 % проложены более 20 лет назад. В годы трубопроводного «бума» ежегодно только в русловой части рек прокладывалось по 30 км дюкеров с переработкой до 15 млн м3 донного грунта в год. На размытые (открытые) участки подводных трубопроводов действуют гидродинамические силы. Накопление усталостных повреждений может привести к выбросу максимальных динамических напряжений за допустимый уровень, возможен рост трещин до критических размеров и, как следствие, разрушение подводного трубопровода [13].
В самой технологии укладки дюкеров в траншею на дне водоемов таится много не предвиденных и осложняющих обстоятельств. Гораздо большая надежность и безопасность переходов может быть достигнута при использовании метода наклонно-направленного бурения. В этом случае трубопровод укладывается в скважину, проведенную в массиве ненарушенного грунта на большой глубине. Очевидно, что в этом случае просадки, размывы и всплытие подводного трубопровода, т. е. изменение его проектного положения, исключаются, не нарушается естественный ландшафт, не угнетается флора и фауна.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В ходе выполнения работы выделены основные характеристики и поражающие факторы аварий на объектах нефтегазового профиля. Кроме того, выделены причины возникновения аварий на объектах транспорта газа и причины роста числа таких аварий. Это позволило определить основные направления обеспечения безопасности магистральных газопроводов.
При эксплуатации промышленных трубопроводов (водоводы высокого давления, нефтесборные коллектора, напорные и магистральные трубопроводы и т.д.) существует актуальная проблема в том, что при порыве трубопроводов происходит загрязнение окружающей среды, которое в свою очередь влечет за собой огромные экологические штрафы и затраты на ликвидацию последствий аварии со стороны эксплуатирующего предприятия. А также существенный урон экологии.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
Анализ аварий и несчастных случаев на трубопроводном транспорте России: учеб. пособие для вузов/ Под ред. Б.Е. Прусенко, В.Ф. Мартынюка. - М.: Анализ опасностей, 2020. - 351 с.
Андриянова М.А. Управление риском эксплуатации потенциально опасных объектов. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Тулу, ТулГУ, 2019.
Арсеньев Ю.Н., Бушинский В.И., Фатуев В.А. Принципы техногенной безопасности производств и построения систем управления риском. ТулГУ, Тула, 2019. - 111 с.
Бушинский В.И., Охинько В.А., Смолин С.А., Кузьмина Н.В. Исследование влияния управления персоналом на безопасность жизнедеятельности человека. Монография. Воронеж, 2019. - 310 с.
Гражданкин А.И., Дегтярев Д.В., Лисанов М.В., Печеркин А.С. Основные показатели риска аварии в терминах теории вероятностей // Безопасность труда в промышленности. - 2020. - №7. - с.35-39
Захаров В. Интеллектуальные технологии в современных системах управления // Проблемы теории и практики управления. - 2019. - №4. - с.2-10
Кульечев В.М., Иванов Е.А., Дадонов Ю.А., Мокроусов С.Н. Трубопроводный транспорт природного газа, нефти и нефтепродуктов и его роль в обеспечении развития и стабильности топливно-энергетического комплекса // Безопасность труда в промышленности. - 2020. - №7. - с.4-10
Мартынюк В.Ф., Прусенко Б.Е. Защита окружающей среды в чрезвычайных ситуациях. Москва, 2019.
Мокроусов С.Н. Пути повышения безопасности работы нефтегазового комплекса и систем магистрального трубопроводного транспорта // Безопасность труда в промышленности. - 2015. - №1. - с.18-20
Поспелов Д.А. Ситуационное управление: теория и практика. - М.: Наука, 2016. - 288 с.
Саати Т., Кернс К. Аналитическое планирование. Организация систем. М.: Радио и связь, 2019. - 216 с.
Управление безопасностью магистральных газопроводов / В.А. Фатуев, С.А. Васин, В.И. Бушинский, В.М. Митин, К.А. Морозов; Под ред. д. т. н., проф., академика МАНЭБ В.А. Фатуева; изд.2-е; ТулГУ, М.: Недра, 2020. - 144 с.
Фатуев В.А., Митин В.М., Морозов К.А., Югфельд А.С. Теоретические основы построения систем управления риском опасных производств. - Учебное пособие. Тула, Тульский государственный университет, 2020. - 179 с.
Фатуев В.А., Морозов К.А., Югфельд А.С., Шадрин А.А. Обеспечение надежности магистральных газопроводов. - Тула: Гриф и К, 2017. - 130 с.
Чекинов Г.П., Чекинов С.Г. Ситуационное управление: состояние и перспективы // Информационные технологии. - 2018.