Аварии на магистральных линейных трубопроводах

В Российской Федерации общая протяженность подземных нефте-, водо- и газопроводов составляет около 17 миллионов километров[7], 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.[8]

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.[9]

12 мая 2009 года. Авария на нефтепроводе произошла в Ростовской области.

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. [10]

Авария магистрального нефтепровода в Чертковском районе Ростовской области в мае 2009 года произошла из-за коррозии трубы и плохой организации работ по обслуживанию трубопровода, сообщила пресс-служба Ростехнадзора об итогах расследования аварии.[11]

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.[12]

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.[13]

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. [14]

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.[15]

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. [16]

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.[17]

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.