Эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ

Введение

Самым экологически чистым и экономичным видом транспорта углеводородов является трубопроводный транспорт, первые элементы которого были введены в эксплуатацию в России немногим более чем 100 лет.
Первоначальный период, связанный с сосредоточением потребления газа и нефтепереработки в районах добычи нефти, закончился в начале 60-х годов. За этот период построены в основном локальные сети газонефтепроводов Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна и первое экспортное направление «Дружба-1». Газонефтепроводы имели небольшой диаметр до 500 мм и, как правило, небольшую протяженность.
Существенные изменения произошли с момента открытия и начала разработки нефтегазовых месторождений Западной Сибири. В этот период в качестве основной становиться концепция размещения нефтепереработки в районах массового потребления нефтепродуктов значительно удаленных от мест добычи, что потребовало сооружение сверхдальних нефтегазопроводов диаметром до 1220 мм. Развитие такой сети, в основном в западном направлении связано с высоким потреблением нефтепродуктов в Европейской части России и экспортом сырья через Черное и Балтийское море и в страны Восточной Европы.
В настоящее время у нас в стране эксплуатируется около 50 тыс. километров магистральных нефтепроводов и 200 тыс. километров магистральных газопроводов большого диаметра, способных транспортировать 600 млн. тонн нефти и 800 млрд. м3 газа. Наиболее крупными транспортными нефтегазопроводами являются Сургут - Полоцк, Нижневартовкс - Курган - Куйбышев, Куйбышев - Лисичанск, «Дружба-1», «Дружба-2», Павлодар - Чимкент и строящийся газопровод Ямбургского направления.
Управление российскими нефтепроводами осуществляет акционерная компания «Транснефть», а газопроводами ОАО «Газпром», основными функциями которых являются: централизованное управление поставками, учет ресурсов нефти и газа, ведение режимов перекачки по транспортным нефтегазопроводам и управление нештатными ситуациями.На сегодняшний день в Росси накоплен огромный опыт проектирования, сооружения и эксплуатации трубопроводов. Достаточно полно рассмотрены вопросы экономичности и надежности трубопроводных систем и их экологической безопасности. Однако возрастающие требования к таким системам, с учетом общего роста уровня техники и технологий, требуют более детального подхода к решению ряда проблем.
1. Ситуации на магистральном трубопроводе1.1 Эксплуатация, отказы, неисправности на магистральном трубопроводеЭксплуатация магистрального трубопровода.
Основными принципами деятельности в области магистрального трубопровода являются:
1) приоритет безопасности человека и государства, охраны окружающей среды при транспортировке продукции потребителям;
2) соблюдение интересов всех субъектов отношений в области магистрального трубопровода и обеспечение недискриминационного доступа к магистральному трубопроводу;
3) использование эффективных методов и технологий при проектировании, строительстве, эксплуатации, реконструкции и ликвидации магистрального трубопровода;
4) обязательность полного возмещения вреда, причиненного окружающей среде, жизни и здоровью граждан, их имуществу, а также имуществу юридических лиц при создании, функционировании и ликвидации магистрального трубопровода и его объектов.
Магистральный трубопровод:
1. К магистральным трубопроводам относятся магистральные нефтепроводы, газопроводы и нефтепродуктопроводы.
2. Магистральный трубопровод состоит из линейной части и объектов.
3. В состав объектов магистрального трубопровода входят связанные в единый технологический процесс устройства, оборудование, строения, здания и другие сооружения с занимаемыми ими земельными участками. Состав объектов и технические параметры магистрального трубопровода определяются проектной документацией.
4. К магистральным трубопроводам не относятся промысловые, технологические и иные трубопроводы, предназначенные для транспортировки продукции в пределах территории собственника или иного правообладателя продукции для внутрихозяйственных целей, в том числе в пределах контрактной территории недропользователя, а также распределительные трубопроводы, предназначенные для транспортировки продукции потребителям.
Отказы и неисправности на магистральном трубопроводе.
К неисправностям трубопровода относятся такие, нарушения в его работе, которые могут быть устранены имеющимися аварийными средствами без остановки перекачки.
Характер и причины неисправностей могут быть следующие:
- подтекание горючего в стыке в результате неполной затяжки гаек откидных болтов соединительных муфт, плохой очистки от грязи венчика манжеты или резинового уплотнительного кольца, установки на стык поврежденного резинового кольца, плохой зачистки заусениц на венчике манжеты трубы;
- свищ в стыке в результате установки поврежденного резинового кольца или трубы с глубокими забоинами венчика манжеты или в результате закуса резинового кольца;
- свищ в сварном шве трубы в результате разрыва шва от повышенного давления или повреждения проходящим гусеничным транспортом;
- повреждение в теле трубы в результате диверсионных действий противника, разрывов бомб и снарядов;
- течь горючего через сальники задвижек и обратных клапанов, а также через прокладки в плоскостях разъема задвижек, обратных клапанов и регуляторов давления в результате установки в линию трубопровода технически неисправного оборудования.

Рисунок 1 – Свищ в стыке и свищ в сварном шве трубы

Рисунок 2 – Повреждение в теле
К авариям на трубопроводе относятся такие повреждения оборудования, устранить которые невозможно без остановки перекачки горючего.
Характер и причины аварий на трубопроводе могут быть следующие:
- разрыв трубы по продольному шву длиной более 500 ммвследствие повышенного давления в трубопроводе или прохождения гусеничного транспорта;
- полное разъединение стыка труб в результате разрыва соединитель-ной муфты или среза венчика манжеты.
1.2 Алгоритм ликвидации аварий на магистральном трубопроводеЛиквидация аварий на линейной части магистральных трубопроводов должна выполняться силами аварийно-восстановительных служб с привлечением сил и средств местных органов власти и предприятий через местные органы управления, штабы по делам ГО и ЧС, МВД, в зависимости от тяжести (категории) аварии и возможных последствий для окружающей среды и населенных пунктов.
Аварийно-восстановительная служба включает:
- аварийно-восстановительные пункты, создаваемые на ЛПДС, перекачивающих станциях или наливных станциях;
- центральные аварийно-ремонтные службы или опорные аварийно-восстановительные пункты при производственных отделениях АО.
Подразделения АВС должны быть укомплектованы персоналом в соответствии со штатным расписанием. Персонал подразделений АВС должен знать специфику и расположение закрепленных за ним объектов, их расположение относительно соседних трубопроводов, сооружений, линий электропередач, связи и т.д., а также знать правила ведения работ в охранной зоне трубопроводов, кабелей, воздушных линий и других сооружений и коммуникаций, расположенных в зоне прохождения обслуживаемого трубопровода.
Пожарная безопасность при ликвидации аварий должна обеспечиваться силами вневедомственной пожарной охраны УВД, отрядами ведомственной военизированной охраны и добровольными пожарными дружинами.
На период аварийно-восстановительных работ на месте их проведения может быть организовано дежурство медперсонала.
Временная связь с местом проведения аварийно-восстановительных работ организуется и обеспечивается работниками АО «Телекомнефтепродукт».
Трасса магистральных трубопроводов должна быть разбита на участки, закрепляемые приказом для аварийно-восстановительного ремонта и технического обслуживания за подразделениями АВС. Протяженность участка трассы, закрепляемого за каждым подразделением АВС, должна составлять 200 - 250 км в однониточном исполнении в обычных и пустынных условиях. На болотистых и горных трассах протяженность закрепляемого за АВС участка составляет 100 - 150 км.
На каждом участке трассы трубопровода должен быть создан аварийный запас труб в объеме 0,1 % от общей протяженности. Эта норма должна быть увеличена до 0,3 % для трасс трубопроводов в горах, в заболоченных районах и солончаковых почв. Складирование аварийного запаса труб должно предусматриваться на площадках ПС или усадьбах линейных обходчиков.
АВС должны выполнять следующие функции:
- оперативная ликвидация аварий и повреждений;
- содержание в постоянной готовности к АВР всех технических средств;
- повышение уровня профессиональной подготовки ремонтного персонала путем обучения, тренировок, учений и т.д.;
- содержание всех объектов линейной части в состоянии, отвечающем требованиям «Правил технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов» и «Правил охраны магистральных трубопроводов»;
- осуществление контроля за состоянием трассы путем регулярного патрулирования;
- проведение плановых мероприятий на своем участке трубопровода с целью недопущения и предотвращения аварий (участие и надзор за всеми работами, выполняемыми другими службами и организациями в охранной зоне, проведение мероприятий технического обслуживания и ремонта согласно графику);
- своевременное пополнение запасов ГСМ, запчастей и материалов.
АВС должны быть оснащены в соответствии с «Табелем технического оснащения аварийно-восстановительных пунктов магистральных нефтепродуктопроводов».
Ремонтная техника и технические средства АВС используются только при ликвидации аварий и выполнении плановых мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту трубопроводов. Все табельные и используемые при ликвидации аварий и их последствий технические средства должны иметь в комплекте соответствующие инструкции по эксплуатации: персонал АВС должен хорошо знать эти инструкции и применять технические средства в строгом соответствии с их назначением.
Запрещается использовать персонал, аварийную технику и технические средства для работ, не связанных с техническим обслуживанием и ремонтом (ТОР) магистральных трубопроводов.
При возникновении аварии на линейной части трубопровода АВС действует в соответствии с планом ликвидации возможных аварий, разработанным заранее для закрепленного за ЛВС участка трассы.
С целью повышения оперативности и отработки технологии АВР в целом и ее отдельных операций в каждом АО, ПО АО и АВП должны проводиться учения и учебно-тренировочные занятия. Программы учений должны быть направлены на выполнение мероприятий плана ликвидации возможных аварий. Количество занятий (учений) и их содержание определяются руководством АО и ПО АО в зависимости от квалификации ремонтного персонала, сложности обслуживаемого участка, трассы, природно-климатических условий и т.п.
Учения и учебно-тренировочные занятия должны проводиться с периодичностью:
- в АВП - не реже 1 раза в месяц;
- в ОАВП - не реже 1 раза в квартал.
Разрешается не проводить очередные учения и учебно-тренировочные занятия в тех из перечисленных выше подразделений АВС, которые были использованы на ликвидации аварий или производстве врезок на обслуживаемых участках трубопроводов.
2. Возможные последствия аварий на магистральном трубопроводе2.1 Экономический ущербЭкономический ущерб от аварий на объектах нефтегазового комплекса, расследование по которым завершено, по итогам 11 месяцев 2020 года превысил 5 миллиардов рублей.
"Экономический ущерб от происшедших аварий по предварительным данным у нас уже превысил 5 миллиардов – фактически, на 76% больше, чем в прошлом году".
В презентации Нестерова указано, что экономический ущерб от аварий в 2020 году составил 5,356 миллиарда рублей против 1,286 миллиарда рублей в 2019 году.
При этом указанная сумма не включает ущерб от аварий, расследование которых еще продолжается, включая аварию на ТЭЦ-3 в Норильске, и не учитывает экологический ущерб.
Всего в январе-ноябре 2020 года на опасных производственных объектах (ОПО) нефтегазового комплекса произошло 37 аварий, это на 9 аварий меньше, чем за аналогичный период прошлого года. Основными видами аварий стали выбросы опасных веществ — 43% взрывы, разрушения технических устройств и сооружений — 38%, пожары — 19%.
По словам Нестерова, эта статистика также не учитывает аварии на скважинах, которые не зарегистрированы в качестве ОПО и случаи, которые организации-недропользователи классифицировали как инциденты, а не аварии.
Наибольший уровень аварийности за период с 2015 по 2020 годы показывают вертикально интегрированные нефтяные компании "Роснефть" — 16 аварий (2 в 2020 году), 5 из которых произошло у дочернего предприятия "РН-Юганскнефтегаз" и "Лукойл" — 12 аварий (3 в 2020 году), 7 из которых произошли у "Лукойл-Коми".
2.2 Экологический ущербПромышленная безопасность современного нефтедобывающего предприятия во многом определяется эксплуатационной надежностью нефтепромысловых объектов, наиболее представительными из которых являются нефтепроводы систем сбора скважинной продукции и поддержания пластового давления. Аварийные ситуации на нефтепроводах наносят ущерб атмосферному воздуху, подземным и поверхностным водным объектам, землям, растительному и животному миру.
Порыв на промысловом нефтепроводе наносит значительный экономический и экологический ущерб. Затраты на ликвидацию одной аварии на нефтепроводах системы нефтесбора составляют в среднем 35 тыс. руб, а количество разлитой нефтесодержащей жидкости достигает 5-6 т.
При авариях на сухопутных участках нефтепроводов развитие аварийной ситуации может протекать по одному из наиболее вероятных сценариев:
Разлив нефти по поверхности земли и/или водных объектов без воспламенения нефти. Этот сценарий представляет опасность, главным образом, для окружающей среды. При этом непосредственная угроза жизни населения не велика, поскольку пары нефти обладают малой токсичностью и не могут привести к летальным последствиям даже при формировании зон с высокой концентрации паров углеводородов в месте аварии. В тоже время косвенные последствия могут представлять определенную угрозу здоровью людей в результате загрязнения источников водоснабжения (как поверхностных, так и подземных) а также накопления токсичных компонентов в растительности и животных.
Оставшаяся на поверхности нефть обладает повышенной вязкостью, вследствие чего процесс растекания постепенно прекращается. Нефтяное загрязнение поверхностных водных объектов пагубно влияет на водную среду и ее обитателей. Легкие фракции нефтепродуктов в виде пленки и водного раствора отравляют организмы, обитающие в толще воды, тяжелые фракции, оседая на дно, уничтожают донные организации. Нефтепродукты, осевшие на дно, образуют стойкое загрязнение водоема, а неочищенная нефть содержит фракции, действующие на рыб как токсиканты.
Разливы на участках нефтепроводов, нефтяных скважин являются случайными, но значительными по площади и протяженности источниками загрязнения подземных вод.
Основной механизм распределения нефтяных углеводородов от поверхности до подземных вод - гравитационный: движение в сторону уклона местности, просачивание в почвенные горизонты и рыхлые отложения. Попадая в движущиеся водотоки, техногенный поток рассеивается, смешивается с потоками от других источников. Наличие трещин в грунтах и породах значительно понижает величину их насыщенности углеводородами; именно трещины ответственны за массовое перемещение углеводородов из пор и каналов почв, грунтов и пород в подземную гидросферу.
В результате аварийных порывов нефтепроводов возможно загрязнение следующих элементов окружающей среды:
-· атмосферного воздуха в результате испарения летучих компонентов нефти;
-· подземных вод в результате просачивания нефти через почву в горизонт подземных вод;
-· поверхностных вод в результате прямого загрязнения, а также косвенного через подземные воды;
-· почв в результате смешения нефти с почвенными элементами;
-· растительного мира в результате прямого загрязнения, а также косвенного через поверхностные и подземные воды;
-· животного мира в результате прямого загрязнения, а также косвенного через растительность, почвы, поверхностные воды.
С точки зрения тяжести экологических последствий в общем случае выделяется три типа условий взаимного расположения места аварии на нефтепроводах с природными объектами:
-· аварии на участках вдали от водных объектов;
-· аварии на подводных переходах нефтепровода;
-· аварии вблизи водоемов и водотоков.
В первом случае весь объем вылившейся нефти распределяется по поверхности суши. Площадь первичного загрязнения и глубина проникновения в почву существенно зависят от шероховатости поверхности (микро- и макрорельеф, пористость, трещиноватость и др.).
При авариях вблизи водоемов и водотоков соотношение объема нефти, загрязнившей сушу, и объема нефти, попавшей в водные объекты, существенно зависит от взаимного расположения нефтепровода и водных объектов, макрорельефа прилегающей территории, наличия защитных сооружений, а также объема вылившейся нефти. Определение отношения для каждого такого участка нефтепровода производится экспертным путем.
Однако при авариях на промысловых нефтепроводах оценить объемы вытекшей жидкости зачастую не представляется возможным, поэтому определение экологического ущерба должно проводиться на основании данных о площадях разлива. Площадь загрязненных земель определяется на основании данных по натурному обследованию места разлива нефти или нефтепродуктов.
В настоящее время не существует единой методики оценки экологических ущербов при авариях на промысловых нефтепроводах. Однако при оценке отдельных составляющих величины суммарного экологического ущерба можно воспользоваться рядом документов по расчету ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах и опасных производственных объектах, платы за загрязнение окружающей среды и возмещении вреда, причиненного объектам животного и растительного мира.
ЗаключениеЭксплуатация газонефтепроводов – это совокупность процессов приемки, перекачки, сдачи нефти и газа, технического обслуживания и ремонта объектов ГНП. Работы по эксплуатации осуществляют организации, которые называются эксплуатирующими. Они поднадзорны Гостехнадзору России, Государственной противопожарной службе, входящей в состав МЧС и другим органам Государственного надзора, уполномоченными Правительством РФ.
Государственный надзор осуществляется с целью обеспечения при проектировании, строительстве, приемке объектов ГНП в эксплуатацию, соблюдения действующих нормативных и технических документов.
При эксплуатации ГНП должны быть обеспечены
- безопасность трубопровода и оборудования;
- надежность и экономичность работ всех сооружений и оборудований;
- систематический контроль за работой ГНП и его объектов;
- разработка и внедрение мероприятий по сокращению потерь и утечек нефти и газа, экономии электроэнергии, топлива, материалов и других ресурсов, освоения новой техники;
- организация и своевременное проведение тех. Обслуживания и ремонта оборудования ГНП и хранилищ;
- выполнение мероприятий по организации безопасных условий труда;
- готовность к ликвидации аварий, повреждений и их последствий.
Требования к эксплуатации объектов ГНП должны регламентироваться производственными инструкциями и технологическими схемами, с учетом местных условий и на основе государственных, ведомственных нормативных документов.
Список использованных источников1. СНиП 2-05-06-85* Магистральные трубопроводы.
2. Кармазинов Ф.В. и др. Вода, нефть, газ и трубы в нашей жизни. М.: Наука и техника, 2017.-296 с.
3. Быков Л.И. Типовые расчёты при сооружении и ремонте газонефтепроводов/ Л.И. Быков Ф.М. Мустафин, С.К. Рафиков, А.М. Нечваль, А.Е. Лаврентьев// Учеб.п особ.-Санкт-Петергург: Недра, 2016.-824 с., ил.
4. Кривошеин Б.Л. Магистральный трубопроводный транспорт. М.: Наука, 2018.-237 с.
5. Мазур И.И., Иванцов О.М.. Безопасность трубопроводных систем/ ИИ. Мазур, О.М. Иванцов.- М.:ИУЦ «ЕЛИМА», 2017.-1104с.
6. Телегин Л.Г., Курепин Б.Н., Березина И.В. Сооружение газопроводов. -М.: Недра, 2016. – 315 с.
7. Щербаков С.Г. Проблемы трубопроводного транспорта нефти и газа. М.: Наука, 20172.-203 с.
8. Таран В.Д. Сооружение магистральных трубопроводов. - М.: Недра, 2016. – 250 с.
9. Строительство магистральных трубопроводов. Справочник./Чирсков И.Г. - М.: Недра, 2017. – 510 с.
10. Зиневич A.M., Прокофьев В.И., Ментюков В.П. Технология и организация строительства магистральных трубопроводов больших диаметров. - М.: Недра, 2016. – 114 с.
11. Березин В.Л., Бобрицкий Н.В. Сооружение насосных и компрессорных станций.- М.: Недра, 2017. – 250 с.
12. Офенгенден Н.Е. Промышленный трубопроводный транспорт. М.: Стройиздат, 2016.-120 с.
13. Телегин Л.Г., Ким Б.И., Зоненко В.И. Охрана окружающей среды при сооружении и эксплуатации газонефтепроводов. - М.: Недра, 2017. – 188 с.