Обеспечение экологической безопасности работы нефтепровода

Часть 1.docx

ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ РАБОТЫ НЕФТЕПРОВОДА
1 Краткая характеристика объекта эксплуатации
2 Общая характеристика трассы нефтепровода
1.2 Климатические условия
1.3 Геологические условия
3 Обзор нормативно-технической литературы по оценке риска
трубопроводных систем
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА
1 Экспертнаяоценкатехнического состояния и экологической безопасности нефтепроводов системы «Восточная Сибирь - Тихий океан»
2 Ландшафтно-экологическое картографирование трассы нефтепровода
РАСЧЕТНО-КОНСТУКТИВНЫЙ РАЗДЕЛ
1 Природные условия и факторы техногенноговоздействияпри реконструкции нефтепровода
2 Методика оценки воздействия реконструируемого нефтепровода на природнуюсреду
3. Натурные исследования трассы реконструируемого нефтепровода
4 Основы расчета экологического ущерба при аварийных ситуациях
5 Определение количества нефти способного участвовать в аварии
6 Нормативно-правовая регламентация процесса реконструкции нефтепровода
НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКАЯ ЧАСТЬ
1 Анализ факторов определяющих экологическую безопасностьреконструируемыхнефтепроводов
2 Исследование функциональной связи параметров надежности и экологической безопасности нефтепроводов
БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНИДЕЯТЕЛЬНОСТИ И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
ЗДЕСЬ БУДУТ ПРЕДСТАВЛЕНЫ Мероприятия по защите окружающей среды на трассе магистрального нефтепровода БЕЗ РАЗБИВКИ НА ПАРАГРАФЫ
ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА
1 Инженерно-экологический мониторинг
2 Эколого-экономическая оценка эффективности реконструкции нефтепровода
Актуальность работы. Проблема рационального природопользования является приоритетной в жизни общества. Она содержит два аспекта: экологический включающий охрану природы от разрушения в результате хозяйственной деятельности и ресурсный направленный на повышение эффективности человеческой деятельности. Учитывая особую значимость магистральных нефтепроводов для транспортировки больших объемов нефти и вовлечения в хозяйственную деятельность слабо освоенных природных районов характеризующихся высокой чувствительностью к техногенным воздействиям проблема охраны окружающей среды при реконструкции таких сооружений является весьма актуальной.
Особенно остро эта проблема ощутима при эксплуатации и реконструкции нефтегазовых объектов и в первую очередь магистральных нефтепроводов в условиях Восточной Сибири.
Проблемы охраны окружающей среды усугубляются тем что нефтепроводы Сибирского региона находятся в эксплуатации продолжительный период так почти 45% их общей протяженности эксплуатируется свыше 25 лет. Нефтепроводы уже выработали ресурс безопасной эксплуатации и нуждаются в реконструкции для поддержания на требуемом уровне их надежности и экологической безопасности.
Базовым объектом исследования автором нами выбрана трубопроводная система «Восточная Сибирь - Тихий океан». Проведенная в 2012 г. диагностика нефтепровода методами неразрушающего контроля с применением профилемера Elcometer 224 и дефектоскопа А1212 MASTER выявила значительное количество дефектов в том числе опасных потенциально опасных и подлежащих дополнительному диагностическому контролю.
Анализ причин и последствий отказов и аварий результаты выполненных обследований и диагностики экспертная оценка состояния нефтепровода выявленные общий и экологический ущербы от аварий предопределили необходимость его реконструкции.
Исследования показали что при реконструкции нефтепровода наносятся дополнительные антропогенные воздействия на окружающую среду при выполнении подготовительных и основных земляных работ. Это приводит к возрастанию значимости уровня рациональной экологической организации выполнения отдельных операций при реконструкции нефтепровода.
На основании комплексного критерия реконструкции и рейтинговой оценки состояния отдельных участков нефтепровода была предложена очередность реконструкции.
Трасса нефтепровода проложена в различных природно - климатических зонах отличающихся геологией геокриологией гидрологией географическим ландшафтом освоенностью чувствительностью биогеоценоза к антропогенным и техногенным воздействиям характерам и размером их последствий.
При строительстве реконструкции и эксплуатации нефтепроводов на грунтовую среду растительный покров животный мир подземные и поверхностные воды приземной слой атмосферы оказывают влияние различные среды. Источниками воздействия становятся транспорт и строительная техника продукты сгорания конструкция трубопровода время проведения строительно-монтажных работ и др.
Как известно работы по реконструкции нефтепровода сопряжены со значительным воздействием на природные экосистемы подвергают их риску ухудшения или полного уничтожения. Вот почему разработке проекта реконструкции данного нефтепровода предшествовали предпроектные проработки методической и природной информации о возможных путях снижения экологического риска при реализации проекта реконструкции.
Выполненные нами исследования показали что активное воздействие на окружающую среду при реконструкции нефтепровода значительно возросло по сравнению с периодом строительства так как появились факторы загрязнения среды при разливе нефти и загазованности атмосферного воздуха. При этом резко возрастает значимость уровня механизации выполнения отдельных операций при реконструкции нефтепровода.
Несмотря на особую актуальность проблемы для сложных инженерно-геологических условий Восточной Сибири целенаправленных исследований по оценке экологических воздействий на окружающую среду процесса реконструкции нефтепровода не производилось.
Поэтому целью данной работы является разработка комплексной методики оценки воздействия процесса реконструкции нефтепровода на окружающую среду.
В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе решались следующие задачи:
Экспертная оценка технического состояния и экологической безопасности нефтепроводов Восточной Сибири и анализ факторов определяющих экологическую безопасность при реконструкции нефтепроводов;
Исследование функциональной связи параметров надежности реконструируемых нефтепроводов и экологической безопасности;
Оценка воздействия на окружающую природную среду и разработка природосберегающих технологий при проведении работ по реконструкции нефтепровода.
При выполнении исследований в основу были положены требования Закона о промышленной безопасности опасных объектов РФ правил технической эксплуатации ГОСТов руководящих документов по обеспечению надежности и экологической безопасности нефтепроводов проложенных в сложных условиях Сибири регламентирующих вопросы охраны окружающей среды и безопасности населения.
Единая нефтепроводная система по маршруту г. Тайшет (Иркутская область) - г. Сковородино (Амурская область) - бухта Перевозная (Приморский край) общей мощностью до 70 млн. тонн нефти в год (далее - трубопроводная система «Восточная Сибирь - Тихий океан») предусматривает транспортировку нефти Сибирских месторождений на перспективный рынок Азиатско-Тихоокеанского региона. Маршрут трубопроводов технологично соединен с трубопроводами первого пускового комплекса что позволит создать единую нефтепроводную систему обеспечивающую транспортировку российской нефти на экспорт в восточном направлении по территории России а также для обеспечения ее поставок на внутренний рынок страны.
Сырьевой базой для заполнения нефтепровода выступают месторождения Восточной Сибири (объединенный Красноярский край Иркутская область Республика Саха) а также территориально приближенные и инфраструктурно интегрированные в систему месторождения Томской области и при определенных условиях юго-востока Ханты-Мансийского Автономного округа и Ямало-Ненецкого Автономного округа.
1.1 Общая характеристика трассы нефтепровода
Трасса трубопровода проложена по территории Амурской области Еврейской автономной области Хабаровского и Приморского краев. Протяженность трассы составляет 20799 км. В пределах Амурской области ее протяженность составляет 8306 км в пределах Еврейской автономной области – 3096 км Хабаровского края 3837 км и Приморского края – 5560 км.
Территория по которой проходят участки трассы находится между 43 и 54º с. ш. и 124 и 138º в. д. т. е. протянулась с юга на север на 11 градусов а с запада на восток на 14 градусов между крайними точками. Трасса вскоре после низкогорного Сковородинского района спускается в равнинное Приамурье и заканчивается в гористом Приморье на берегу Японского моря. Интервал абсолютных высот – от 0 м на морском берегу до 1600 м в горах Приморья. В значительной части трасса проходит по низкогорьям.
Рассматриваемый участок трассы можно разделить на 2 района: Приамурский (Амурская область Еврейская автономная область Хабаровский край) и Приморский (Приморский край).
Основная черта климата Приамурья – постепенный переход от резко континентального климата Забайкалья к ярко выраженному муссонному климату Приморья.
Зимой практически вся территория трассы находится под преобладающим воздействием очень холодных и сухих воздушных масс формирующихся в области развития мощного сибирского антициклона. Зима на большей части территории длительная малоснежная и очень холодная.
Большое влияние на температурный режим зимнего периода оказывает снежный покров поскольку он в этот период определяет радиационный режим. Образование снежного покрова происходит в среднем в первой – третьей декаде октября. В горах снег появляется как правило на 5-10 дней. Характер залегания снежного покрова зависит от местных условий. Максимальные запасы воды в снежном покрове отмечаются как правило в конце первой-второй декаде марта.
Территория прохождения трассы характеризуется «слабой» степенью лавинной опасности: повторяемость менее 1 раза в 10 лет объем до 10 тыс. м3 продолжительность лавиноопасного периода – до 30 дней.
Почти на всей территории безморозный период начинается в середине мая - конце июня и заканчивается в начале августа - сентябре.
Максимальное количество осадков приходится на август реже – на июль. В августе выпадает в среднем от 80 до 160 мм. Особенно большое количество осадков в августе связано с выходом тайфунов на восточный участок трассы. Минимальное количество осадков в годовом ходе приходится на февраль. В это время месячная величина колеблется от 4 до 15 мм.
Средняя годовая температура воздуха на протяжении трассы изменяется в пределах от минус 47 до плюс 58°С. Самым холодным месяцем является январь. Средняя температура января изменяется по территории в больших пределах от минус 25 – минус 28° С на западе Приамурского участка трассы до минус 10 – минус 13°С на побережье. Самым теплым месяцем является июль (вблизи морского побережья – август). Пределы изменения средней температуры июля невелики: от 17–19°С на западе Приамурского участка и побережье Японского моря до 20–22°С на большей части трассы. Средняя максимальная температура колеблется от 21 до 26°С. Абсолютный максимум температуры находиться в пределах 33–41°С лишь во Владивостоке он чуть ниже (33°С). Для июля характерно что абсолютный минимум как правило превышает 0°С и только на крайнем северо-западе (Сковородино) он отрицателен (минус 3°С).
Трасса проходит по территории крайне неоднородной в геологическом отношении и охватывает два региона - Монголо-Охотский и Сихотэ-Алинский.
Монголо-Охотская складчатая зона (км 2693 – км 3610)
Монголо-Охотский регион первого порядка в тектоническом плане совпадает с Монголо-Охотским поясом герцинской и мезозойской складчатости. Основными структурно-формационными элементами региона являются палеозойские антиклинории и синклинории а также наложенные мезозойские прогибы и кайнозойские впадины
В геологическом строении Монголо-Охотской складчатой зоны принимают участие породы гранитоидной (AR-Mz) терригенной (Pz-Mz) вулканогенно-осадочной (Pz-Mz) и вулканогенной (Mz) формаций; на ограниченных участках присутствуют метаморфическая (PR) и терригенно-карбонатная формации.
Для горных сооружений характерен комплекс отложений склонового ряда: делювиально-пролювиальные делювиально-солифлюкционные. На пологих склонах (6-12°) развиты делювиально-пролювиальные и делювиально-солифлюкционные суглинки супеси с дресвой и щебнем мощностью 2-6 реже до 10 м.
В пределах аккумулятивных равнин распространены мощные толщи четвертичных аллювиальных озерно-аллювиальных делювиально-пролювиальных и делювиально- солифлюкционных отложений.
В целом территория прохождения трассы характеризуется разнообразным комбинированным рельефом представленным чередованием обширных равнин и горных преимущественно низкогорных массивов.
Трасса нефтепровода проектируется в различных по сложности инженерно-геологических условиях значительная ее часть проходит в зоне распространения мерзлых нередко льдистых грунтов а также оторфованных грунтов и торфа и участков развития опасных геологических процессов.
Многолетнемерзлые породы сплошного и прерывистого распространения встречаются только на самом северном участке трассы в пределах пояса низких гор и денудационных плато Верхнеамурского и северной части Амуро-Зейского районов. На рисунке 1.1 представлен нефтепровод «Восточная Сибирь – Тихий океан».
Рис. 1.1 – Нефтепровод «Восточная Сибирь – Тихий океан»
3 Обзор нормативно - технической литературы по оценке риска
Основой государственной политики предупреждения чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера в Российской Федерации являются нормы международного и государственного (конституционного) права обеспечивающие безопасность благоприятную окружающую среду и сохранение жизни людей.
Практическое осуществление этой политики исходя из понимания целостности и неделимости систем окружающего мира окружающей природной среды и в то же время необходимости устойчивого поступательного социально-экономического развития общества и повышения уровня жизни народа заключается в определении условий норм и правил антропогенной деятельности человека. При этом необходимо учитывать тот факт что степень риска возникновения чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера повышается прямо пропорционально а зачастую растет в геометрической прогрессии в зависимости от концентрации производства и населения неблагоприятного влияния природно-географического и климатического факторов.
Иными словами процедуры государственного регулирования предупреждения чрезвычайных ситуаций или смягчения их вредных последствий предполагают установление и реализацию общих норм и правил организационного социально-экономического и правового характера являющихся основой для разработки системы предписаний и ограничений в деятельности органов государственной власти местного самоуправления предприятий и учреждений (независимо от организационно-правовой формы и вида собственности) общественных организаций и граждан.
В качестве показателей характеризующих такие предписания и ограничения приняты свои уровни требований в каждой отрасли промышленности или сфере деятельности народа (гражданина) общества и государства. К их числу относятся:
нормы воздействия на окружающую природную среду гарантирующие безопасность населения сохранение жизни и здоровья людей и их генетического фонда;
лимиты использования и уровень воспроизводства природных ресурсов;
уровень риска возникновения техногенной аварии природного или иного бедствия;
нормы возмещения вреда физическим и юридическим лицам пострадавшим в результате возникновения чрезвычайных ситуаций.
Перечисленные уровни требований и показателей безопасности оформляются в виде государственных стандартов санитарных строительных норм правил критериев и других стандартов социальной защиты.
Стандартизация. Стандартизация является определяющей функциональной процедурой государственного регулирования предупреждения чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера. (Закон Российской Федерации «О стандартизации» от 8 июня 1993 года №5154-1).
В подтверждение этого Международная организация по стандартизации планирует расширение перечня международных стандартов определяющих уровень жизни народа и безопасность его жизнедеятельности. К настоящему времени приняты стандарты определяющие общие требования СУКОС и основные рекомендации по принципам ее организации и методам функционирования основным принципам и процедурам экологического аудита квалификационным требованиям к экологам-аудиторам а также оценки охраны природы анализа жизненного цикла продукции и экомаркировки [14]. О повышении роли и значения стандартизации в предупреждении чрезвычайных ситуаций различного характера дает представление еще тот факт что Секретариатом Сообщества стран Карибского бассейна (CAR.ICOM) Организацией стран восточной части Карибского региона (OECS) Программой развития ООН (ПРООП) и UNCTS (Хабитат) разработан и принят проект «Развитие городов и рациональное управление окружающей средой». С его помощью оказывается содействие странам региона в создании нормативно-правовой базы и руководящих принципов ослабления последствий чрезвычайных ситуаций и уже подготовлен унифицированный свод строительных нормативов стран Карибского региона (CUBIC) предусматривающий включение требований данного свода в конкретные структурные и юридические нормативы каждой страны [4].
Поэтому безусловно принятие в Российской Федерации соответствующей Программы комплексной стандартизации «Системы управления окружающей средой» стало большим шагом в решении вопросов экологической безопасности.
При ее реализации разработан на основе системного подхода и научно обоснован комплекс взаимоувязанных государственных стандартов Российской Федерации (ГОСТ) по управлению окружающей средой [9].
Государственный надзор и контроль организуется с целью проверки полноты и качества выполнения мероприятий по предупреждению чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера и обеспечению готовности органов управления сил и средств к действиям в случае их возникновения. Его деятельность направлена на обеспечение:
безаварийного функционирования объектов экономики и снижение масштабов возможного ущерба в случае возникновения техногенной аварии или стихийного бедствия;
готовности органов управления предприятий и их специализированных аварийно-спасательных формирований к выполнению задач по предназначению;
охраны окружающей среды и сохранения всех видов природных ресурсов а также соблюдения порядка и условий пользования недрами с целью предотвращения возникновения опасных геологических процессов: использование земель в целях охраны жизни и здоровья людей ведения государственного земельного кадастра и мониторинга земель;
готовности технических средств и сооружений инженерной защиты населения и территорий от лесных торфяных и других пожаров а также паводков и иного опасного воздействия вод;
финансовых гарантий возмещения ущерба природной среде жизни и здоровью граждан в результате техногенных аварий а также защиты имущественных интересов физических и юридических лиц от убытков причиненных чрезвычайными ситуациями природного характера.
Лицензирование отдельных видов деятельности организуется в целях проведения единой государственной политики в обеспечении защиты жизненно важных интересов народа (гражданина) общества и государства. Процесс лицензирования регламентирует деятельность юридических лиц при выполнении отдельных видов работ и услуг позволяет оценить экономическую возможность промышленного объекта возместить причиненный ущерб в случае возникновения чрезвычайной ситуации и установить обязательность страхования риска ответственности за причинение вреда при эксплуатации опасного производственного объекта.
Лицензированию подлежит деятельность в обеспечении промышленной пожарной и транспортной безопасности охраны окружающей природной среды и других сферах.
Декларирование безопасности промышленного объекта осуществляется в целях обеспечения контроля за соблюдением мер безопасности на этапах его ввода в эксплуатацию эксплуатации а также вывода из эксплуатации и предполагает [6]:
оценку риска возникновения на промышленном объекте чрезвычайных ситуаций включая определение источников опасности оценку условий развития и возможных последствий чрезвычайных ситуаций в том числе выбросов в окружающую среду вредных веществ;
оценку готовности к эксплуатации опасного производственного объекта в соответствии с требованиями промышленной безопасности;
анализ достаточности и эффективности принятых мер по предупреждению локализации и ликвидации чрезвычайных ситуаций на промышленном объекте;
разработку мероприятий направленных на снижение масштабов и размеров негативных последствий чрезвычайных ситуаций.
Экономический механизм регулирования экологической и промышленной безопасности. Как показывает зарубежный опыт экономическая целесообразность часто служит побудительным мотивом к повышению технологической безопасности к выделению значительных средств на разработку и реализацию необходимых мер как самими предприятиями так и государственными органами.
Другой стороной финансовой политики государства в области защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций и важнейшим источником поступления средств в различные бюджеты и фонды является механизм экономической ответственности т. е. наложение жестких санкций на предприятия и должностных лиц за невыполнение норм безопасности даже если эти нарушения не приводят к неблагоприятным (негативным) последствиям или за причиненный ущерб жизни и здоровью обслуживающего персонала и населения объектам экономики окружающей среде и в целом национальному достоянию страны — независимо от времени их наступления.
Его основу составляет целостная система норм: определяющих эту ответственность и обеспечивающих всестороннюю оценку хозяйственной деятельности предприятий с точки зрения предупреждения и действий в чрезвычайных ситуациях. Она включает плату за риск возникновения промышленной аварии и антропогенных экологических бедствий выбросы (сбросы размещение) вредных веществ в природную среду а также штрафы иски и другие платежи возмещающие нанесенный ущерб и расходы на ликвидацию последствий аварии эпидемии или эпифитотии эпизоотии. Их роль в экономическом давлении на предприятия и организации с целью выполнения ими правил и предписаний обеспечения безопасности персонала и населения в настоящее время трудно переоценить. К примеру до сего времени остается рекордной общая сумма выплат компенсаций пострадавшим от аварии в Бхопале (Индия 1984 г.) на заводе американской корпорации «Юнион карбайд» которая составляет около 470 млн. долл. При этом размеры материальной ответственности предприятий при катастрофических исходах определяются относительно высокими нормативами цены человеческой жизни в денежном выражении - более 300 тыс. долл. и по мнению западных специалистов назревает потребность в повышении этих нормативов для более ответственного отношения предприятий к проблемам технологической безопасности.
Однако здесь следует сказать о ряде существенных проблем в деле становления в Российской Федерации действенного механизма экономической ответственности суть которых заключается прежде всего в том что до сих пор остается не урегулированной «рыночными» нормами плата за риск возникновения промышленной аварии и антропогенных экологических бедствий [23].
Одновременно с этим требует своего уточнения порядок использования финансовых средств собранных в виде вышеозначенных платежей. В настоящее время юридические нормы регламентирующие порядок расходования бюджетных средств и средств внебюджетных фондов на счета которых они перечисляются сформулированы так что имеется возможность использовать их на мероприятия практически не влияющие на совершенствование предупреждения чрезвычайных ситуаций различного характера. Так например проверки проведенные Генеральной прокуратурой Российской Федерации выявили много фактов неэффективного и нецелевого использования средств государственных экологических фондов [31].
В настоящее время предстоит решать важнейшую задачу с точки зрения обеспечения защиты окружающей среды населения и территорий от чрезвычайных ситуаций различного характера а именно: нормы и требования вновь вводимых законодательных актов наряду с требованиями ответственности за факты их нарушения должны создавать атмосферу благоприятствующую проведению превентивных предупредительных мероприятий т. е. иметь упреждающую идеологию.
Определенные шаги в этом направлении уже сделаны. Приняты федеральные законы «Об экологической экспертизе» «Об экологической безопасности» «Об отходах производства и потребления».
Система магистральных нефтепроводов Сибирского региона создавалась в период с 1965 по 1985 гг. при этом основная часть нефтепроводов была построена в 70-80-е годы в условиях острой необходимости транспортировки нефти с месторождений Среднего Приобья в центральные районы страны. Для этого периода было характерным строительство ускоренными темпами магистральных нефтепроводов большой протяженности и большого диаметра. Именно в эти годы были введены в эксплуатацию нефтепроводы Усть-Балык-Омск Курган-Уфа-Альметьевск Нижневартовск-Курган Куйбышев Сургут- Полоцк Холомогоры-Клин и др. [12].
В Восточной Сибири добывалось более 70 % объемов нефти страны в 80-е годы. А созданная нефтетранспортная система в регионе позволяла транспортировать более 400 млн. тонн нефти в год. Именно здесь впервые в мировой практике прокладывались нефтепроводы диаметром 1220 мм большой протяженности способные транспортировать более 70 млн. тонн нефти в год. На НПС были установлены магистральные насосы типа НМ -10000 с ротором 12500 м3 в час и электродвигателем мощностью 8000 кВт.
Все нефтепроводы были оснащены электро-химзащитой АСУ ТП телемеханикой и связью [46].
Рис. 2.1 - Схема магистральных нефтепроводов ОА«Сибнефтепровод»
Транспортировка больших объемов нефти по магистральным нефтепроводам большого диаметра на значительные расстояния обусловила повышенные требования к надежности работы нефтетранспортной системы и экологической безопасности этих сооружений. Проблема заключалась в повышении надежности нефтеснабжения предотвращении разрывов труб утечек нефти в защите окружающей среды[21].
Именно в эти годы в объединении появилась такая проблема которой раньше не придавали значения. Нефть закаченная в нефтепровод на НПС в Каркатеевы и Нижневартовск с температурой 24-26 °С поступала в резервуары Альметьевска и Куйбышева с температурой 60-64 °С т.е. из-за повышенных скоростей перекачки и превышающих нормативные объемы транспортировки нефть в пути нагревалась. В итоге за год терялось на конечных пунктах от 25 до 5 млн. тонн нефти - улетучивались в атмосферу легкие углеводородные фракции нефти из резервуаров. Наносился материальный ущерб из-за потерянных объемов нефти снижалось ее качество и главное - окружающей среде наносился огромный вред. В районе резервуарных парков постоянно стояло газовое облако из легких углеводородов. Кроме того весь район конечных пунктов нефтепроводов представлял огромную пожарную опасность.
К началу 2010 г. в объединении «Сибнефтепровод» появилась еще одна не менее сложная проблема. Более половины ныне действующих нефтепроводов эксплуатируется более 25 лет т.е. эти сооружения пережили срок нормативной эксплуатации. Значительный срок эксплуатации нефтепроводов в экстремальных условиях (перегрузка повышенная коррозионная активность грунтов и перекачиваемой среды малоцикловые нагрузки и пр.) объективно связан с возрастанием рисков отказов ( аварий) [6].
На количество отказов (аварий) на трубопроводах главное влияние оказывают факторы старения [24].
Статистика аварий позволяет сделать вывод о том что после 20-25 лет эксплуатации возрастает риск аварий обусловленный ухудшением технического состояния трубопроводов. Причины такого ухудшения связаны с механическими и коррозионными воздействиями перекачиваемо- го продукта и окружающей среды вызывающими накопление и развитие усталостных и коррозионных повреждений в металле труб. Очагами повреждений чаще всего служат дефекты возникающие при заводском изготовлении труб дефекты строительно-монтажных работ участки отслоения и разрушения изоляционного покрытия.
Опыт эксплуатации магистральных нефтепроводов показывает что большинство отказов на линейной части за исключением случаев явного нарушения правил эксплуатации связано с наличием дефектов металла труб и сварных швов или других концентраторов напряжений. Разрушения происходят как в процессе испытания трубопроводов на прочность так и при их эксплуатации [27].
Отказы на магистральных трубопроводах происходят не только из-за коррозии труб брака строительно-монтажных работ (СМР) но и за счет несовершенства проектных решений из-за нарушений правил технической эксплуатации перегрузок механических повреждений трубопровода посторонними лицами (табл. 2.1).
Основные причины отказов линейной части нефтепровода
Брак допущенный в заводских условиях
Брак при строительстве и ремонтных работах при реконструкции
Эксплуатационные дефекты
Расслоения в стенке трубы
Нарушение геометрии трубы (овальность)
Дефекты и трещины в заводских сварных швах
Зоны повышенной твердости
Аномалии геометрии тру- бы( вмятины гофры и т.д.)
Дефекты и трещины в поперечных швах
Механические повреждения вызывающие потерю металла (царапины задиры и т.д.)
Трещины усталостного характера или стресскорро- зия
Деформационное старение как фактор снижающий сопротивляемость металла трубы из-за коррозиистресс- коррозии и малоцикловой усталости
В процессе эксплуатации отказы на нефтепроводах возникают в основном по двум причинам: из-за коррозии и воздействия внутреннего давления на стенку трубы приводящего к накоплению повреждений развитию исходных и появлению новых трещиноподобных дефектов которые в свою очередь приводят к появлению и росту усталостных трещин.
Совместное протекание в металле стенки трубы коррозионных и усталостных процессов интенсифицирует процесс снижения несущей способности трубопровода [17].
Традиционные методы применявшиеся на протяжении десятков лет для повышения надежности и предупреждения аварийности магистрального нефтепровода предусматривали капитальный ремонт линейной части (с заменой трубы и с заменой изоляции) подводных переходов гидравлическое переиспытание трубопроводов устройство электрохимической защиты замену неисправной арматуры трубопроводных деталей полевого изготовления реконструкцию камер пуска-приема средств очистки и диагностики очистку внутренней полости трубопровода [7].
Однако к началу 2010 года указанные традиционные методы обеспечения надежности и предупреждения аварийности исчерпали свои возможности [9].
Повышение требований к охране природы увеличение штрафных санкций за загрязнение окружающей среды изменение экономической ситуации в стране предопределили поиск новых подходов к решению задачи обеспечения безопасной эксплуатации нефтепроводов [4].
Анализ аварийности на нефтепроводах Восточно - Сибирского региона за последние пять лет показывает что аварийность стабилизировалась в среднем на уровне 12-15 отказов (аварий) в год. Экономический ущерб от аварий постоянно растет. Основными причинами аварий остаются коррозия и усталостные напряжения.
По нашему объекту исследования (система «Восточная Сибирь - Тихий океан) выявлены следующие отказы (аварии):
разрыв корпуса задвижки (415 км ) трещина в тройнике (334 км 297 км 350км 302 км 271 км);
разрыв трубы по заводскому шву длиной от 600 до 5000 мм (295 км 158 км 420 км 268 км 416 км 271 км273 км 354 км 337 км 355 км 278 км 278.5 км 353 км 653 км 183 км);
коррозионные повреждения - свищи микротрещины (334 км 324 км 906 км 910 км 919 км 868 км);
трещины в заводских швах (337 км 355 км 340км 783 км 540 км 354 км);
трещины в поперечных (монтажных) швах (146 км 300 км 741 км);
гофры и вмятины на трубах с трещинами и свищами (76 км 851 км);
наезд на трубопровод бульдозера и разрыв трубы (421 км) и др. За период с 1990 по 2014 гг. зафиксировано более 50 отказов и аварий вызвавших простой нефтепровода около 1000 часов потеряно нефти в результате аварий более 20 тыс. тонн.
Система «Восточная Сибирь - Тихий океан рассмотрена нами как наиболее характерный представитель нефтетранспортной системы Сибири. Трасса нефтепровода разбита на 5 характерных участков по степени износа.
Даже в щадящем режиме когда нефтепровод имеет загрузку 40% от проектной на нереконструируемых участках происходят отказы (аварии).
Экспертная оценка технического состояния нефтетранспортной системы Западной Сибири позволила сделать вывод о необходимости принятия неординарных мер для поддержания магистральных нефтепроводов в нормальном эксплуатационном режиме так как традиционные методы обеспечения надежности и предупреждения аварийности исчерпали свои возможности.
В отличие от вновь строящихся реконструкция нефтепровода проводится в коридоре действующего трубопровода на расстоянии 13-15 м. Этот фактор является важным в течение всего цикла проведения работ при оценке экологического воздействия на природную среду.
Существенное влияние на техническое состояние нефтепровода оказывают условия прохождения трассы.
Экспертная оценка технического состояния нефтепроводов Восточной Сибири показала что из-за длительных сроков эксплуатации их экологическая безопасность резко снизилась.
2 Ландшафтно-экологическое картографирование трассы
При оценке воздействия на окружающую среду использована методика ландшафтно-экологического сопровождения. Суть ее заключается в экологической интерпретации материалов крупномасштабной съемки. Инвентаризационная ландшафтно-типологическая карта масштаба 1:25000 подготовлена по материалам трехкратных экспедиционных поездок в процессе которых получены комплексные характеристики 216 точек по 16 параметрам включая рельеф растительность почвы ведущие геодинамические процессы динамическое состояние и сопряженность геосистем в ландшафтно-генетических и экологических рядах. В качестве привлеченных материалов использованы лесоустроительные материалы и топокарты. Для каждой единицы картографирования определены функции устойчивость экологическая ценность [49].
Основанием для выделения типов местности служат генетическое и морфологическое сходство формирующих его доминантных и характерных урочищ тип сочетания литолого-фациальных комплексов и степень дренированности. Существенное значение для обособления типов местности имеют продолжительность затопления (на поймах) тип и мощность торфов (в пределах болотных ландшафтов).
В пределах трассы реконструируемого нефтепровода выявлены за- картированы и охарактеризованы 9 типов местности:
Пологоволнистый средне таежный тип местности;
Плоскоместно - бугристый тип местности;
Грядово-озерный тип местности;
Таежно-болотный тип местности;
Увалистый приречный с древнеэрозионным расчленением;
3аторфованныедолинообразные понижения;
Увалисто-холмистый тип местности;
Лощинно-балочный тип местности;
Пойменно-таежный тип местности.
Комплексная легенда к ландшафтно - экологической карте содержит необходимые сведения для дифференцированного определения функций устойчивости и экологической ценности по 202 видам урочищ. В качестве примера приведен анализ пространственной изменчивости для наиболее распространённого в пределах трассы пологоволнистого среднетаежного типа местности.
Группа урочищ основных слабоволнистых поверхностей суглинистых озерно-аллювиальных равнин формируется в условиях оптимального атмосферного увлажнения и дренирования. В зависимости от локальных условий в пределах группы дифференцируются виды урочищ: осиново- кедрово-сосновых мшистых лесов на подзолистых поверхностно- глеевых почвах; березняков мшистых и березово-осиновых мшистых лесов на подзолистых поверхностно-глеевых почвах.
В условиях слабоволнистого рельефа более типичны урочища ело- во-пихтово - кедрово - березовых мшистых лесов и сосново-кедрово- березовых мшистых лесов на подзолистых поверхностно-глеевых почвах а также урочища березово-еловых и березово-елово-кедровых мшистых лесов на подзолистых эллювиально-глееватых почвах; кедрово-елово- березовых и кедрово-елово-березово-осиновыми мшистых лесов на подзолистых эллювиально-глееватых почвах с елово-пихтово-кедрово- березово-осиновых мшистых лесов на подзолистых поверхностно-глеевых почвах.
Ухудшение дренирования подчёркивается урочищами елово- пихтово-осиново-березовых мшистых лесов на торфянисто-глеевых почвах и елово-березовых и елово-березово-осиновых мшистых лесов на подзолистых эллювиально-глееватых почвах. Значительные площади занимают сниженные поверхности покрытые березняком мшистым и березово осиновыми мшистыми лесами на подзолистых эллювиально-глееватых почвах. В этих условиях характерны также урочища березово-еловых и березово-елово-кедровых мшистых лесов на подзолистых поверхностно- глеевых почвах и березово-осиново- елово-кедровые мшистые леса на подзолистых поверхностно-глеевых почвах.
К плоским низинам с подпиткой грунтовыми водами тяготеют оси- ново-березово-сосновые и осиново-березово-еловые разнотравные леса на подзолистых поверхностно-глеевых почвах.
Плоские реже волнистые сниженные поверхности с затрудненным дренированием покрыты кедрово-елово-сосновыми сфагновыми лесами на болотных торфяно-глеевых почвах и с осиново-кедрово-сосновыми сфагновыми лесами на подзолистых поверхностно-глеевых почвах. Урочища данной группы наиболее удобны для промышленного освоения так как не требуют значительной инженерной подготовки. Они выбраны под селитебно - промышленное освоение.
Группа урочищ замкнутых котловин и слабодренированных междуречных низин представлена двумя урочищами: переобводненные замкнутые котловины с елово-пихтово-кедрово-березовыми травяно-болотными лесами на болотных торфянисто-глеевых почвах и сниженные переувлажненные низины с кедрово-сосново-березовыми сфагновыми лесами на болотных торфяно-глеевых почвах.
Группа урочищ малоамплитудных увалов контрастно выделяется на фоне урочищ межувальных понижений. В типичном виде представлены урочищами вытянутых малоамплитудных увалов с сосново-кедрово- осиновыми мшисто-ягодными лесами на подзолистых поверхностно- глеевых почвах. Характерна дифференциация на комплексы вершинных и склоновых поверхностей. Вершинные части увалов с относительными превышениями над межувальными низинами 2 - 5 м представлены урочищами березово-еловых и березово-елово-кедровых мшистых лесов наподзолистых поверхностно-глеевых почвах; елово-пихтово-березовых мшистых лесов на подзолистых поверхностно-глеевых почвах; елово- пихтово-березовых мшистых лесов на подзолистых эллювиально- глееватых почвах; березово-еловых и березово-елово-кедровых мшистых лесов на подзолистых эллювиально-глееватых почвах. При снижении относительных высот и дренирования формируются урочища осиново- березово-сосновых и осиново-березово-еловых разнотравных лесов на слабодерновых подзолистых глеевых почвах и березово-осиново- сосновых мшистых лесов на подзолистых эллювиально-глееватых почвах и болотных торфяно-подзолисто-глеевых почвах. Комплексы формирующиеся в условиях верхового заторфовывания представлены сосняком сфагновым на торфянисто-подзолисто-глеевых почвах.
К контурам данной группы урочищ приурочены основные массивы вырубок с интенсивным березово - осиновым восстановлением на болотных торфяно-глеевых почвах и вырубок с интенсивным осиново березовым восстановлением на подзолистых поверхностно-глеевых почвах.
Группа урочищ сырых межувальных низин формируется при высоких уровнях (1-15 м) грунтовых вод и периодического поверхностного переобводнения с березово-еловыми травяно-болотными лесами на подзолистых поверхностно-глеевых почвах. Более дренированные участки межувальных низин представлены урочищами березово-сосново-еловых мшистых лесов на подзолистых поверхностно-глеевых почвах сосново- березовых мшисто-ягодных лесов на болотных торфяно- подзолисто- глеевых почвах. Сырые периодически обводнённые низины представлены урочищами: елово-кедрово-березовые травяно-болотные леса на подзолистых поверхностно-глеевых почвах; елово-кедрово-березово- осиновые травяно-болотные леса на болотных торфянисто-глеевых почвах; березово-еловых травяно-болотные леса на болотных торфянисто- глеевых почвах.
Верховой ряд заторфовывания представлен урочищами сфагново - кустарничковых болотами с торфяно-болотными верховыми почвами.
Верхнесклоновая группа урочищ приурочена к краевым придолин- ным и прибалочным частям пологоволнистого средне таежного типа местности. Здесь характерна хорошая дренированность. Наиболее типичны урочища сосново-осиново-березовых мшистых лесов на подзолистых эл- лювиально-глееватых почвах. Закартированы редкие для данной территории урочища пологих склонов с плоскокочковатым микрорельефом покрытые сосново-елово-кедрово-березовыми лишайниковыми лесами на подзолистых эллювиально-глееватых почвах. Далее на рисунке 2.2 представлена ландшафтно – экологическая карта исследуемой местности.
Рис. 2.2 - Ландшафтно - экологическая карта исследуемой местности
Построение данной экологической карты выполнено на основе выделения основных функций выполняемых ландшафтом.
Нами определены воздействия на экосистемы процесса реконструкции нефтепровода:
- неустойчивые легко нарушаемые с низким потенциалом восстановления (заторфованные долинообразные понижения озера урочища пойменных темнохвойных лесов);
- малоустойчивые: лощины с лесо-луговой растительностью верховые болота;
- относительно устойчивые: облесенные надпойменные терас- сы заболоченные леса;
- устойчивые: низинные болота разнотравные относительно дренированные леса;
- наиболее устойчивые: основные дренированные поверхности озерно-аллювиальных равнин.
В результате проведенных исследований обработки полевых материалов составлены по трассе нефтепровода карты:
устойчивости топоэкосистем к нефтяному загрязнению;
ландшафтно-экологические;
устойчивости топоэкосистем к механическим нагрузкам.
РАСЧЕТНО-КОНСТРУКТИВНЫЙ РАЗДЕЛ
1Природные условия и факторы техногенноговоздействияпри реконструкции нефтепровода
Нефтетранспортные системы являются потенциально опасными в экологическом отношении объектами так как они несут на себе явные и скрытые отказы оказывают негативное воздействие на основные компоненты окружающей среды (воздух воду почву растительный животный мир и человека) [5].
Магистральные нефтепроводы в условиях Сибирского региона оказывает влияние на микроклимат. Трасса нефтепровода изменяет режим питания растительного покрова нарушает теплофизическое равновесие приводит к гибели чувствительный к механическому и другому воздействиям растительный покров [20].
Утечки нефти при врезке в действующий нефтепровод при его эксплуатации наносят значительный ущерб окружающему природному ландшафту. Особенно он ощутим если утечки происходят на переходах рек [28].
Указанные обстоятельства обусловливают необходимость проведения экологического сопровождения реконструкции нефтепровода углубленного анализа и разработки методов объективной оценки экологической обстановки в районах дислокации трубопроводных объектов [10].
Магистральные нефтепроводы представляют собой геотехнические сооружения значительной линейной протяженности с высоким уровнем энергонапряженности сооружаемых объектов взрыво- и пожаро- опасностью транспортируемых продуктов разнохарактерностью природных ландшафтов в которых ведется реконструкция географическими геолого-минералогическими и другими факторами [6].
При аварийных ситуациях на нефтепроводах доминирующую роль играет фактор глобального загрязнения водоемов и почв. Экологическое загрязнение включает не только прямое непосредственное попадание отравляющих веществ или энергии в окружающую среду но и косвенное нарушение экологической целостности природного ландшафта которое приводит к быстро- и медленно проявляющемуся отрицательному последствию в отношении человека и различных популяций флоры и фауны.
Статистический анализ отказов происходящих на строящихся и эксплуатируемых магистральных нефтепроводах показал что из всей совокупности отказов произошло около 18% со значительным экологическим ущербом. При этом наибольшую экологическую опасность представляют трубопроводы диаметром 1020 и 1220 мм.
Среднее значение потерь нефти за одну аварию
По данным многолетних наблюдений среднее значение потерь нефти за одну аварию и размер котлована для ее сбора составляет [19]:
Диаметр нефтепровода мм
Среднегодовой экологический ущерб на один отказ магистрального нефтепровода за многолетние наблюдения составил:
загрязнение нефтью сельскохозяйственных земель - 4 га;
попадание нефти в водоемы имеющие промысловое значение - 350 мЗ.
Техногенное воздействие на компоненты природы по своему характеру является комплексным т.к. затрагивает биохимические процессы происходящие в атмосфере на земле и в водоемах.
Загрязнение рек и водоемов отрицательно сказывается на рыбных запасах региона.
Имеют место и долголетние негативные последствия аварий. Из-за нарушений природоохранной технологии разрушается растительный покров выгорает лес уничтожается животный мир и т.д. [14].
Особый вред наносится окружающей природе при несоблюдении элементарных правил производства строительных работ на переходах рек и ручьев нефтепроводами [19]:
захламление русел остатками строительных материалов;
сброс древесных остатков в реки заиливание и зарастание русел;
разрушение берегов и последующий размыв траншей и прибрежной полосы;
перекрытие русел реки трубами;
перекрытие русел рек временными притрассовыми дорогами;
захламленность пойм остатками строительных материалов и древесными отходами;
нарушение задернованности прибрежной полосы и поверхности пойм;
перекрытие пойм трубами с обваловкой и без нее.
Указанные воздействия вызванные серьезными нарушениями при реконструкции нефтепровода приводят к нарушению водного режима повышению уровня воды снижению рыбохозяйственного значения рек.
К числу важнейших факторов отрицательно влияющих на рост и воспроизводство рыб в пределах региона относятся следующие:
залповые сбросы загрязняющих веществ из переполненных котлованов для сбора аварийных утечек нефти;
сброс в водоемы неочищенных вод из котлованов;
заготовка леса по берегам рек;
заготовка песчано-гравийных смесей в руслах рек вызывающая сильное заглубление воды;
устройство переездов через малые реки перегораживающих русло и пойму.
Негативные факторы техногенного воздействия на топоэкосистемы по трассе нефтепровода не исключаются.
Как уже отмечалось климат района прохождения нефтепровода - умеренно континентальный. Характерной особенностью его является большая изменчивость и непостоянство по годам. Из многочисленных потоков воздушных масс определяющих изменчивость можно выделить три основных типа: северный южный западный.
При господстве северной циркуляции наблюдаются засушливые маловодные и очень холодные годы. При господстве южной циркуляции отмечены средние по водоносности годы. При господстве западных потоков воздушных масс отмечены очень влажные годы когда осадков больше средней многолетней нормы весна дружная.
Сочетание климата с особенностями геологического строения рельефа гидрографии и гидрологии обусловило высокое переувлажнение пород которое привело к интенсивному развитию процессов заболачивания центральной части Западной Сибири [11].
По всей трассе нефтепровода широко развит водоносный горизонт современных болотных и озерно-болотных отложений водовмещающие породы представлены торфами. Мощность водоносного горизонта изменяется от 05 до 5 м. Глубина залегания уровня изменяется от 0 до 07 м. Воды безнапорные. Горизонт является первым от поверхности и имеет прямую гидравлическую связь с нижележащими водоносными горизонтами. Водообильность незначительная. Дебиты полученные при откачке колодцев и шурфов колеблются от 0.001 до 0.3 лсек.
Воды болотных отложений ультрапресные и пресные с минерализацией от 0.03 до 0.3 гл слабокислые до нейтральных (рН изменяется от 5.6 до 7.25) по составу в основном гидрокарбонатные кальциево-магниевые. Содержание железа достигает 10.5 мгл.
Болотные воды отличаются значительной окисляемостью величина которой изменяется от 12.6 до 77.6 мгл. Воды мягкие величина общей жесткости не превышает 3 мг-эквл.
Питание водоносного горизонта осуществляется в основном за счет инфильтрации атмосферных осадков. Разгрузка происходит в долины рек озера и нижележащие водоносные горизонты.
Учитывая что воды болот агрессивны и что аварии чаще всего случаются именно на заболоченных территориях наиболее вероятное попадание разлившейся нефти в долины рек и озер с которыми эти болота связаны. Поэтому предусматривается большая толщина стенки трубы на этих участках и более высокая периодичность пропуска интеллектуальных снарядов для выявления коррозионных дефектов.
По санитарному состоянию и химическому составу воды горизонта пригодны (за исключением повышенного содержания железа и марганца) к использованию для хозяйственного водоснабжения.
Таким образом рассмотренные выше подземные воды по своим гидрохимическим характеристикам в естественном состоянии т.е. до строительства и эксплуатации нефтепровода обладают рядом специфических свойств: повышенным содержанием железа марганца окисляемости. В этой связи для целей хозяйственно-питьевого водоснабжения подземные воды (ГОСТ 2874 - 82 «Вода питьевая») могут быть пригодны только после предварительной водоочистки. Превышающие значения ПДК величина окисляемости свидетельствуют о загрязнении подземных вод органикой. Повышенные значения окисляемости связаны с попаданием в водоносные горизонты сточных бытовых и болотных вод практически на всех участках трассы.
Химический состав подземных вод представлен в таблице 3.2.
Основные водоносные горизонты
Индекс водоносного горизонта
Окисляемость мг-эквл
Минерализация мг-эквл
Подземные воды грунтового типа наиболее подвержены загрязнению так как имеют тесную связь с поверхностными водами и могут служить индикаторным признаком экологического состояния основных нижележащих водоносных горизонтов подземных вод - туртасского и куртамышского являющихся основными источниками хозяйственно- бытового водоснабжения. Грунтовые воды четвертичных отложений по физическим химическим и бактериологическим свойствам в основном соответствуют допустимым нормам (ГОСТ 2874-82 «Вода питьевая») за исключением повышенного содержания железа марганца и аммония. Это связано с наличием в разрезе четвертичных отложений железистых минералов - андезита пирита растительного детрита и обширных заболочен- ностей и болот.
Таким образом современное загрязнение пресных подземных вод в пределах рассматриваемого района носит локальный характер. Потенциальными источниками загрязнения служат склады ГСМ амбары слива нефти очистные сооружения сточная вода поселков и предприятий.
Следует отметить что меры по предотвращению загрязнения поверхностных и подземных вод по трассе нефтепровода в большинстве случаев не соблюдаются.
2 Методика оценки воздействия реконструируемого нефтепровода на природную среду
Район по которому проходит трасса реконструируемого нефтепровода охватывает центральную часть Восточной Сибири.
Нефтетранспортная система взаимодействует с геосистемами и существует как единый комплекс геотехносистем. Исследование особенно на стадии предпроектной и проектной проработки реконструкции нефтепровода здесь крайне необходимо и было выполнено автором [26].
Территория по которой прокладывается нефтепровод обладает специфическими условиями:
Исключительной равнинностью;
Тесной гидравлической связью водоносных горизонтов;
Умеренным континентальным климатом;
Наличием длительно-сезонно-мерзлых почв и грунтов с высокой вероятностью проявления разнообразных криогенных физико- геологических процессов особенно при техногенном воздействии;
Сложной гeo-динамической обстановкой.
Специфика региона не позволяет механически использовать опыт проектирования строительства и реконструкции нефтепровода среднеевропейских условий как с точки зрения экономической целесообразности так и с позиций экологической безопасности.
Техногенные воздействия на природную среду в процессе реконструкции нефтепровода имеют временный характер и не несут необратимых последствий. Однако техногенное воздействие на окружающую среду может провести к деградации природной экосистемы. Вот почему уже на стадии проекта необходимо оценивать потенциальный экологический риск [22].
Проведенные ландшафтно-экологические исследования по трассе нефтепровода позволили оценить техногенное воздействие его на экологическую среду. Эта оценка выполнена с учетом всех возможных отрицательных влияний минимизации и компенсации негативных изменений в окружающей среде и условиях жизнедеятельности людей. На рисунке 3.1 представлен алгоритм оценки воздействия нефтепровода на окружающую среду.
Рис 3.1 – Алгоритм оценки воздействия реконструируемого нефтепровода на окружающую среду
ОВОС по исследуемому нами нефтепроводу нефтепроводу позволила осуществить качественное и количественное прогнозирование существенных физических биологических и социально-экономических последствий реконструкции (рис. 3.1 ).
Методика ОВОС включает:
Характеристику природных и экологических особенностей трассы нефтепровода;
Анализ влияния техногенных факторов на компоненты экосистемы;
Прогнозирование возможных последствий реализации проекта реконструкции;
Оценку экологического риска;
Ожидаемый ущерб природной среде;
Рекомендации по природоохранным мероприятиям и мониторингу окружающей среды;
Экономическая эффективность реконструкции нефтепровода.
Проект реконструкции нефтепровода с учетом ОВОС выполнен в
рамках «Межотраслевой программы охраны окружающей среды топливно-энергетического комплекса» Минтопэнерго РФ основанной на федеральном законодательстве и нормативных актах Министерств и ведомств России [50].
Ландшафтно-экологический подход при разработке экологической части проекта реконструкции нефтепровода и оценки воздействия на окружающую среду отвечают требованиям экологизации проектирования и обеспечивают экологическую безопасность как в период строительства так и при эксплуатации нефтепровода.
Оценке воздействия реконструируемого нефтепровода на окружающую среду предшествовали натурные исследования его трассы которые проводились нами в течение 2012-2014 гг.
Бригады формировались из 5-7 человек под руководством научного руководителя.В состав бригад входили геолог гидрогеолог инженеры-исследователи и почвовед.
Полевые работы выполнялись в летнее и осеннее время методом трансект и ключевых участков в коридоре шириной 2 км по всей длине трассы. При этом была осуществлена почвенная съемка масштаба 1:25000 с использование аэрофотоматериалов и применением методов геоморфологии и индикационной ботаники. Проводились биолокационные и радиометрические наблюдения и измерения грунтовые исследования лабораторные анализы и специальные исследования в местах где были зафиксированы аварии.
Животный мир по трассе нефтепровода представлен классами: круглоротых рыб амфибий рептилий птиц и млекопитающих.
Результаты полевых исследований были камерально обработаны и представлены в виде научных отчетов.
Ландшафтно-экологические исследования по трассе нефтепровода проведены с целью оценки воздействия на окружающую среду и определения интегрального эффекта воздействия на компонентную структуру ландшафтов и в целом на ландшафтные комплексы.
Особая роль в проведении этих исследований отводится инвентаризационной части включающей в себя сбор и обработку данных о фактах дифференциации ландшафтных комплексов особенностях межкомпонентной ординации необходимых для составления ландшафтно- экологических карт.
Под экологическим ущербом понимаются те потери которые несет окружающая природная среда [1]. Если повреждена загрязнена почва то в этом случае ущерб складывается из стоимости теряемых сельскохозяйственных угодий построек поголовья скота садов потерей объемов продукции и прибыли от ее реализации.
Рис. 3.2 – Фрагмент расчета аварийного выброса нефти в программе Mathcad
Если повреждена экосистема леса то общий ущерб нанесенный окружающей природной среде в этом случае слагается из погибших деревьев погубленных диких зверей и птиц и т.д. Часть этих потерь окажется и потерей для экономики она будет иметь денежную оценку древесины грибов ягод и т.п. т.е. тех элементов разрушенной экосистемы которые представляют интерес для конкретной хозяйственной деятельности.
Если происходит разлив нефти а затем ее загорание то необходимо рассчитывать ущерб возникающий от загрязнения атмосферы углеводородами и продуктами сгорания нефти.
Наиболее приемлемыми для решения поставленных в диссертации задач являются подходы изложенные в методике определения ущерба окружающей природной среды при авариях на магистральных нефтепроводах [20]. С учетом сказанного рассмотрим основные составляющие экологического ущерба при авариях на магистральных нефтепроводах и специфические особенности их определения.
Расчет ущербов окружающей природной среде от загрязнения водных бассейнов нефтью при аварийных разливах проводился по формуле [47]:
Укв = 5 Кц * Св * Му (3.1)
Св - ставка платы за загрязнение поверхностного слоя водного бассейна одной тонной растворенной или эмульгированной нефти руб.т;
Му - масса нефти причинившей ущерб принимаемая для расчета платы за загрязнение водного бассейна при авариях на магистральных нефтепроводах т.
В связи с тем что загрязнение окружающей природной среды при аварийных разливах нефти не подлежит нормированию вся масса нефти попадающей в водоемы и растворенной в воде учитывается как сверхлимитная поэтому в формулу (3.1) введен повышающий коэффициент пять [29].
Кu - коэффициент инфляции учитывающий инфляцию и индексика- цию цен по отношению к базовым нормативам платы за загрязнение окружающей природной среды. Величина Кu определяется соответствующими постановлениями Правительства Российской Федерации.
Величина Св в свою очередь рассчитывается как:
где Нбв - базовый норматив платы за сброс одной тонны нефти в поверхностный водоем в пределах установленных нормативов рубт;
Кэв - коэффициент экологической ситуации и экологической значимости состояния водного бассейна [8].
При анализе экологических последствий воздействия нефтепроводов на загрязнение атмосферы в результате аварийных и чрезвычайных ситуаций необходимо рассматривать различные возможные случаи. В частности первый случай относится к разливу нефти и испарению углеводородов в атмосферу. В этих условиях определяется величина выбросов углеводородов в атмосферу зависящая от толщины слоя нефти продолжительности испарения физических свойств нефти и температуры испарения. Как видно из приведенной таблицы в зависимости от характера аварийной ситуации величина удельного выброса углеводородов может достигать 1064 кгм и более на 1 м поверхности испарения нефти при ее разлитии. Расчет ущерба окружающей природной среде от выбросов углеводородов нефти в атмосферу при аварийных разливах выполняется по формуле [1]:
Ука = 5 Кu Св * Мu(3.3)
где Мu - масса углеводородов нефти испарившейся в атмосферу т;
Св - ставка платы за выброс одной тонны углеводородов в атмосферу в пределах установленных лимитов рубт;
Кu - коэффициент инфляции.
Величина Св в свою очередь рассчитывается как
где Нба - базовый норматив платы за выброс одной тонны углеводородов в атмосферу в пределах установленного лимита рубт. Нба =005 рубт [19];
Кэ ат - коэффициент экологической ситуации и экологической значимости состояния атмосферы в данном регионе.
В таблице 3.1 представлены коэффициенты экологической ситуации для атмосферы и почв.
Коэффициенты экологической ситуации и экологической значимости территории для атмосферы и почв
Экономические районы Российской Федерации
Центрально-Черноземный
Как следует из приведенной таблицы наиболее напряженная экологическая ситуация по загрязнению атмосферы наблюдается в Центральном Поволжском Северо-Кавказском и Уральском регионах где коэффициент Кэат изменяется в диапазоне 194 - 20.
Зная исходные параметры взаимодействия магистрального нефтепровода с окружающей средой в результате аварии легко рассчитать удельную величину ущерба от испарения углеводородов на тонну разлившейся нефти ука.
Расчет ущерба окружающей природной среде от загрязнения земель химическими веществами (нефтью) определяется по формуле [33]
У3 = Нс * Fтp * Кп * К3 * Кэ (i) *Кг(3.5)
где Нс - норматив стоимости сельскохозяйственных земель изымаемых из сельскохозяйственного оборота рубга;
Кг - коэффициент пересчета в зависимости от глубины загрязнения земли нефтью;
Кп - коэффициент пересчета в зависимости от периода времени по восстановлению загрязненных сельскохозяйственных земель;
К3 - коэффициент пересчета в зависимости от степени загрязнения земель нефтью;
Fтp -площадь нефтенасыщенного грунта га.
Таким образом вышеизложенные подходы позволяют достаточно детально рассчитывать экологический ущерб в зависимости от конкретных сценариев аварий и их последствий.
Задача определения количества нефти вылившейся из магистрального нефтепровода в результате аварийных ситуаций является достаточно сложной включающей влияние множества различных факторов и процессов.
В частности необходимо учитывать режимы истечения связанные с повреждением нефтепровода. Они должны рассматривать условия истечения до остановки перекачки до закрытия задвижек и истечение после момента закрытия задвижек до прекращения утечки.
С другой стороны чрезвычайно важное значение имеет профиль магистрального нефтепровода зависящий от рельефа местности наличия водных преград и других специфических особенностей.
Ниже рассмотрены основные расчетные зависимости учитывающие влияние вышеназванных факторов для определения количества нефти вылившейся при аварии.
Количество нефти вытекающее при аварии является случайной функцией зависящей от следующих случайных параметров:
-размера и места расположения аварийного отверстия;
-интервала времени с момента возникновения аварии до остановки перекачки;
-продолжительности истечения нефти с момента остановки перекачки до закрытия задвижек;
-времени прибытия аварийно-восстановительных бригад и эффективности мер по локализации аварии.
Процесс аварийного опорожнения нефтепровода происходит как в напорном режиме когда нефть перекачивается насосными агрегатами НПС так и в самотечном режиме когда движение потока вызывается разностью высот геодезических отметок вдоль трассы нефтепровода.
Алгоритм расчета возможных аварийных разливов нефти разработанный по результатам исследований приведен на рисунке 3.3. В разработках использованы рекомендации [33].
При расчете количества нефти вылившейся в случае разрушения нефтепровода учтены три этапа развития аварии:
- первый этап - истечение нефти с момента повреждения до момента останова насосов;
-второй этап - истечение нефти с момента останова перекачки до момента закрытия задвижек;
-третий этап - истечение нефти из трубопровода с момента закрытия задвижек до опорожнения отсеченного участка нефтепровода с учетом геодезических высот поврежденного участка и времени прибытия аварийно-восстановительных бригад.
В напорном режиме при работающих насосах расход нефти через аварийное отверстие (qHР) определяется разностью внутреннего и внешнего давления с учетом высот геодезических отметок расстоянием от нефтеперекачивающей станции (НПС) до места разрыва площадью сечения аварийного отверстия и рассчитывается по известной формуле [36]:
где qнр - массовый расход нефти через аварийное отверстие;
Н - падение напора в аварийном отверстии;
Sогв - площадь сечения аварийного отверстия;
- безразмерный коэффициент расхода учитывающий толщину стенки трубы;
p - плотность нефти;
g - ускорение свободного падения.
Под величиной Н понимается разность напоров внутри трубы
и вне полости трубы в сечении где расположено аварийное отверстие.
Рис. 3.3 - Алгоритм расчета аварийных выбросов нефти в окружающую среду
Характер изменения аварийного выброса нефти в зависимости от времени работы насосов и размера аварийного отверстия показан на рис.
Рисунок иллюстрирует качественное взаимовлияние параметров t и Sотв на массу аварийного выброса.
Рис. 3.4 - Характер изменения массы аварийного выброса нефти в зависимости от времени работы насосов и размера аварийного отверстия
После отключения насосов происходит опорожнение в самотечном режиме возвышенных и прилегающих к месту повреждения участков трубопровода за исключением участков геодезические отметки которых ниже отметки места повреждения. При этом в левой и правой от отверстия ветвях трубопровода возникают течения направленные к месту аварии рис.3.5.
Рис. 3.5 - Опорожнение в самотечном режиме через аварийное отверстие возвышенных и прилегающих к месту повреждения участков
кв - вакуумметрическая высота соответствующая разряжению возникающему в трубопроводе
К настоящему времени создана и действует нормативно-правовая документация (НПД) регламентирующая меры по охране окружающей среды и ответственность за ее загрязнение.
Крупные промышленные аварии возрастание количества вредных и опасных производств в стране все более обостряют экологические проблемы. Суть их и сложность заключается в том что люди и природа в целом испытывают на себе пагубное воздействие антропогенных и иных химико-биологических факторов. Иными словами формируется болезнетворная и стрессовая среда которая характеризуется комплексом отрицательных последствий. К их числу относятся: нарушение у людей имунной системы рост числа нездоровой наследственности и другой кризисной патологии.
В целях решения задач по «оздоровлению» окружающей среды Комприроды РФ и ряд других заинтересованных министерств и ведомств разработали федеральную целевую программу «Экологическая безопасность России» в соответствии с которой НПД вступила в силу на всех направлениях хозяйственной деятельности в т.ч. в проектировании строительстве и эксплуатации трубопроводного транспорта где еще более ужесточаются экологический контроль экспертиза экономическая ответственность за нарушения основ природопользования.
В Минтопэнерго РФ данная работа основанная на федеральном законодательстве проведена в рамках «Межотраслевой программы охраны окружающей среды топливно-энергетического комплекса». Естественно что НПД данной отрасли по охране окружающей среды также касается магистральных нефтепроводов.
Существуют нормативы качества окружающей природной среды. Они определяют научно-обоснованные меры по сочетанию жестких экологических требований общества к качеству среды обитания и возможностей природопользователей по их соблюдению в своей хозяйственной деятельности. В основу этих нормативов заложены показатели: биологический медицинский технологический и научно-технический.
Нормативы воздействия на окружающую среду устанавливают требования к источникам вредных воздействий ограничивая их определенными пороговыми величинами. Ими являются предельно-допустимые нормы химического физического биологического и радиационного воздействия выброса или сброса вредных веществ экологических нагрузок лимитов на загрязняющие вещества захоронение отходов и т.д.
Величины нормативов содержания вредных веществ установлены для всех объектов окружающей среды в т.ч. воздуха рабочих зон атмосферного воздуха населенных мест вод водоемов санитарно-бытового пользования и рыбопромышленного назначения почв пищевых продуктов кормов для сельскохозяйственных животных и др.
С учетом перехода производственных сфер к рыночной экономике экологические требования по отношению к ним предъявляются по следующим позициям: к их хозяйственным объектам стадиям рабочего процесса (планированию размещению проектированию строительству испытанию эксплуатации объектов их ликвидации и пр.) видам хозяйствования (сельхозпроизводство мелиорация энергетика нефтяная промышленность трубопроводная отрасль и т.д.
Практика убеждает что подобный подход к проблеме оправдан с точки зрения предупреждения и предотвращения отрицательных экологических последствий реализации тех или иных хозяйственных решений. Гарантией соблюдения экологической безопасности намечаемой кем- либо производственной деятельности является норма закона согласно которой запрещено финансировать и реализовывать проекты и программы не получившие положительного заключения государственной экологической экспертизы.
Охрана природы вообще - не абстракция а совокупность научно- обоснованных конструктивных технологических организационных социально-экономических и правовых актов решений и мероприятий. Применительно к объектам трубопроводного транспорта в этой проблеме следует выделить конкретные задачи: разработку принципов выбора проектов систем нефтепроводов позволяющих предотвращать или минимизировать их отрицательные воздействия на природные компоненты.
Классификация компонентов окружающей среды и отрицательных воздействий на них
Почвенно- растительный покров и рельеф местности (ПРП)
Приземный слой атмосферы
Поверхностные и грунтовые воды
Механические и тепловые разрушения загрязнение
Разрушение берегов и русел рек загрязнение вод
Техника и технологии сооружения и эксплуатации трубопроводов их конструктивные решения утечки нефти
Разрушение и загрязнение ПРП и воздуха транспорт и средства механизации
Утечки и сжигание нефти и нефтепродуктов пожары на трубопроводах
Конструкции трубопроводов техника и технологии прокладки труб утечки нефти и нефтепродуктов
Развитие эрозий оврагов оползней термокарстов солиф- лкжций заболачивание снижение биологической продуктивности
Сокращение поголовья ухудшение условий миграций питания и размножения
Подавление роста растений интоксикация населения
Активизация отрицательных русловых процессов ухудшение качества вод снижение запасов рыбы ухудшение условий обитания водных организмов
Любой проект как бы он не был выполнен технически грамотно и безопасно с точки зрения эксплуатации он должен быть подвергнут экологической экспертизе. Широко использованы методические материалы по охране атмосферного воздуха; по загрязнению вод почв по влиянию загрязнения окружающей среды на растительность животный мир.
Особое внимание было уделено отходам при строительстве нефтепровода и изучению методических материалов по этой проблеме.
Как было отмечено ранее наибольший ущерб окружающей природе наносится при аварии на трубопроводе. Поэтому нами использованы все имеющиеся нормативные и методические материалы по учету и оценке аварийных ситуаций.
Нашли отражение при разработке ОВОС и вопросы платежей за загрязнение возмещение ущерба за выбросы вредных веществ в атмосферу.
Наибольшую значимость при контроле за окружающей средой в зоне трассы нефтепровода приобретает экологический мониторинг.
Все эти нормативно-правовые документы позволили регламентировать условия выбора трассы нового (реконструируемого) нефтепровода его строительство с минимумом ущерба природной среде и экологически безопасной эксплуатации.
НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКАЯ ЧАСТЬ
Повышение эффективности функционирования отрасли является одним из важнейших направлений деятельности нефтетранспортных объединений в новых условиях. Это является первой задачей. Вторая - обеспечение надежности поставок нефти в рамках единой системы нефтеснабжения которую образуют две крупные и достаточно разнородные части: добыча и транспорт нефти.
Не менее важной задачей является обеспечение технической и технологической надежности и экологической безопасности магистрального нефтепровода. Целостность нефтетранспортной системы и отдельного магистрального нефтепровода определяется экологической безопасностью ибо аварии на нефтепроводе и причиняемый в результате ущерб окружающей среде становятся приоритетными при определении общих потерь на ликвидацию аварии и ее последствий [11].
Рассмотрим некоторые основные понятия теории надежности.
Надежность технического объекта - сложное комплексное свойство. Теория надежности рассматривает ее как сочетание следующих свойств: безотказность долговечность ремонтнопригодность и сохраняемость [16].
Безотказность и долговечность являются универсальными понятиями для любых технических систем.
Свойство сохраняемости имеет большое значение для транспортируемых и хранящихся изделий или объектов к числу которых магистральный трубопровод не относится.
Свойство ремонтнопригодности играющее важную роль для всех восстанавливаемых объектов в том числе и для трубопровода формируется при проектировании трубопровода и определяет возможность обеспечения надежности в процессе эксплуатации. На стадии строительства при условии что проект выполняется точно оно фиксировано и не участвует в формировании надежности трубопровода в процессе строительства [30].
Таким образом главными свойствами определяющими надежность трубопровода являются безотказность долговечность и ремонтно- пригодность [1].
Для технических объектов интенсивность отказов принято определять по отдельным элементам. Для трубопровода этим методом можно находить интенсивность отказов для труб. Однако своеобразие линейной части магистрального трубопровода (большое количество элементов и их высокая надежность) приводит к тому что для оценки надежности достаточно протяженных магистралей и трубопроводных систем более удобно относить интенсивность отказов не к элементу а к единичной протяженности как правило к 1000 км трубопровода. При этом X имеет размерность - отказ1000 км год.
Вероятность безотказной работы Р (т) - расчетный показатель. Он определяет вероятность того что отказ не возникает в течение времени т. Вероятность безотказной работы рассчитывают через интенсивность потока отказов.
Ряд других показателей безотказности если он требуется для решения конкретных задач ( вероятность отказа средняя наработка на отказ) может быть рассчитан через два основных показателя X и Р (т).
Среди показателей долговечности наиболее важное значение имеет показатель т - ресурс представляющий собой наработку от начала эксплуатации объекта до достижения им предельного состояния (для трубопровода до капитального ремонта или реконструкции). Другие показатели долговечности могут быть получены расчетным путем.
В соответствии с принятым определением надежности надежность нефтетранспортной системы и ее объектов можно классифицировать по способности выполнять заданные функции в полном объеме.
Признаками для такой классификации являются уровени работоспособности объекта и функционирования. Уровень работоспособности определяется перечнем и объемом функций которые объект способен выполнять а уровень функционирования - перечнем и объемом функций которые он выполняет. Относительный уровень функционирования характеризует степень выполнения объектом заданных функций в данный момент или в данном интервале и определяется как отношение уровня функционирования к его требуемому значению.
Работоспособное состояние - состояние объекта при котором он способен выполнять все или часть заданных функций в полном или частичном объеме. В соответствии с этим может быть полностью работоспособное состояние (ПРС) или частично работоспособное состояние (ЧРС). При ЧРС объект способен выполнять часть заданных функций в полном или частичном объеме или все заданные функции но при этом хотя бы одну из них в частичном объеме. Неработоспособным является состояние при котором объект не способен выполнять все заданные функции [23].
Разделение состояния системы магистрального нефтепровода по признаку способности выполнения заданных функций позволяет классифицировать события по типу отказа - события вызывающего снижение уровня работоспособности (отказ работоспособности) и снижение относительного уровня функционирования (отказ функционирования).
Отказы работоспособности и функционирования могут быть полными и частичными. Они переводят систему или объект из полностью работоспособного или рабочего состояния соответственно в частично или полностью неработоспособное и нерабочее состояние. Также возможны переходы на более низкие уровни частично работоспособных состояний и частично рабочих состояний.
Проведение реконструкции линейной части нефтепровода требующей остановки приводит к отказу работоспособности системы в том случае если работы проводятся не в регламентированные сроки.
Наряду с отказом работоспособности и функционирования характеризующим переход на более низкий уровень работоспособности или относительный уровень функционирования используемая методология предусматривает понятие аварии.
Авария - событие заключающееся в переходе объекта с одного уровня работоспособности или относительно уровня функционирования на другой существенно более низкий с крупным нарушением работы объекта. Авария может привести к частичному или полному разрушению объекта массовому нарушению питания потребителей созданию опасных условий для человека и окружающей среды.
К надежности нефтепроводов предъявляются все более высокие требования. Это связано с одной стороны с насыщением густонаселенных районов трубопроводными магистралями приближением их к населенным пунктам инженерным коммуникациям и предприятиям с другой стороны магистральные нефтепроводы - это сложные высоконагруженные инженерно - технические сооружения которые в течение всего срока службы подвержены значительным напряжениям близким к нормативным характеристикам текучести металла. Поэтому даже незначительные отклонения действительных условий от принятых за исходные в расчетах приводят систему в предельное (по несущей способности) состояние. При этом обеспечение надежности магистральных трубопроводов осложняется тем что достигнутый в настоящее время уровень технологии и качества изготовления труб уровень качества строительства и обслуживания трубопроводов в эксплуатации непрерывно растущая с увеличением сроков эксплуатации трубопровода циклическая и коррозионная повреждаемость металла труб - не дают возможности полностью исключить вероятность появления дефектов. Дефекты ( повреждения ) труб неизбежно приводят к снижению прочностных характеристик магистральных трубопроводов и в результате к увеличению вероятности их отказов ( аварий) в эксплуатации [7].
К организационным причинам следует отнести: заниженные объемы обследований дефектоскопии технического обслуживания и ремонта; отсутствие в законодательстве прямой ответственности за нарушения безопасной эксплуатации магистральных трубопроводов а также контроля за качеством сооружения магистральных трубопроводов; недостатки нормативно-технической документации регламентирующей безопасность магистральных трубопроводов на стадии эксплуатации; ошибочные действия эксплуатационного персонала.
Анализ работы нефтепроводов показывает что надежность управляемых технологических комплексов (технологический участок нефтепровод сеть) в наибольшей степени связана с безотказностью линейной части то есть обусловлена частотой и тяжестью повреждений линейной части. От достоверности статистических выводов о надежности линейной части в значительной мере зависит качество прогноза надежности нефтепроводного комплекса.
В той или иной мере весь комплекс технологических средств входящий в состав линейной части обеспечивает надежность нефтепровода. Однако доминирующим фактором возникновения отказов является основной технологический объект - трубопровод с линейной арматурой.
Показатели надежности количественно характеризуют в какой степени конкретному объекту присущи определенные свойства обусловливающие его надежность. Они делятся на две группы - единичные и комплексные.
Единичные показатели характеризуют одно из свойств составляющих надежность объекта. К ним относятся показатели связанные с частотой отказов длительностью простоев и безотказной работы.
Теоретические оценки надежности систем возможны только с использованием математических моделей методов теории надежности марковских процессов или статистического моделирования. Такие исследования проводятся на основе тщательной статистической обработки информации об эксплуатации нефтепроводов с целью получения количественных оценок свойств надежности его отдельных элементов.
Но главными факторами снижения аварийности стали сокращенные объемы перекачки и пониженные рабочие давления.
Следует также отметить что вопросы надежности нефтепроводов и их безопасности для окружающей среды не были должным образом решены при производстве труб и на стадии строительства. Поэтому со временем эти вопросы переросли в глобальную проблему которую необходимо было решать на стадии эксплуатации в процессе технического обслуживания и ремонта нефтепроводов. В таких условиях для обеспечения стабильной работы НТС необходима разработка эффективной системы мер по компенсации негативных явлений связанных с недостатками изготовления труб и влиянием возрастных факторов на состояние трубопроводов. Важным было определить источник информации для оценки технического состояния трубопровода.
Учитывая тенденцию ухудшения состояния системы нефтепроводов по мере увеличения продолжительности эксплуатации (под влиянием процессов накопления и развития повреждений) и необходимость оптимального экономного расходования финансовых ресурсов на поддержание этой системы в работоспособном состоянии разработана концепция системы обеспечения безопасной эксплуатации и продления срока службы существующих магистральных нефтепроводов предусматривающая создание гибкой системы их технического обслуживания и реконструкции[17].
Составной частью этой системы являются меры предупреждения отказов и продления срока службы магистральных нефтепроводов по техническому состоянию.
Основные положения данной системы:
дефекты любого происхождения способные привести к нарушению целостности нефтепровода должны быть выявлены средствами внутритрубной диагностики и устранены до того как получат опасное развитие;
внутритрубная диагностика должна проводиться на протяжении всего жизненного цикла трубопровода с обоснованной периодичностью;
по результатам диагностического контроля должна производиться оценка опасности дефектов с использованием методик расчета на прочность;
на основе данных об оценке опасности дефектов особенностях их распределения по длине нефтепровода должны разрабатываться программы реконструкции нефтепровода назначаться (на период до проведения реконструкции) безопасные режимы его эксплуатации;
реконструкция должна производиться с применением эффективных технологий исключающих необходимость вывода нефтепровода из эксплуатации [46].
Таким образом проведенные нами исследования трассы нефтепровода позволили усовершенствовать методику оценки воздействия объекта на окружающую среду. Также составлена ландшафтно-экологическая карта позволяющая оценить возможные последствия как при реконструкции так и при эксплуатации исследуемого нефтепровода прогнозировать экологические воздействия и принимать упреждающие меры по снижению техногенного ущерба природной среде.
При оценке воздействия реконструируемого нефтепровода на окружающую среду нами использованы параметры надежности трубопровода и экологической безопасности.
Следует иметь в виду что надежность объекта это собирательное понятие характеризующее его свойство выполнять требуемые функции при установленных условиях в течение нормативного периода эксплуатации.
Экологическая безопасность - это совокупность научно обоснованных конструктивных технологических организованных социально-экономических и правовых актов решений и мероприятий при реконструкции нефтепроводов позволяющих предотвратить или минимизировать отрицательные воздействия на природные компоненты прогнозировать взаимодействия природных компонентов и трубопроводов при эксплуатации находить методы восстановления
природной среды оценивать величину ущерба окружающей среде в ходе реконструкции.
Показатели надежности и экологической безопасности магистральных нефтепроводов взаимосвязаны и формируются в ходе предпроектных проработок (выбор трассы) при проектировании ( разработка ОВОС ) в процессе их сооружения (реконструкции) и должны контролироваться в течение всего срока эксплуатации.
Все множество первичной информации об отказах нефтепровода может быть сведено к двум основным показателям характеризующим уровень безопасности данного объекта: риск аварии (в качестве которого может быть принято число отказов нефтепровода в год на 1000 км) и возможные последствия в денежном выражении. Возможные последствия можно рассматривать как суммарный ущерб а также как ущерб экологический. Рассматривать отдельно риск аварии и возможные последствия не имеет смысла поэтому важно найти функциональную зависимость между ними [45]:
В результате статистической обработки данных по нефтепроводу нами были получены зависимости числа отказов от времени эксплуатации (рис.3.6) с учетом и без учета реконструкции данного нефтепровода.
Рис. 3.6 – Зависимость числа отказов от времени эксплуатации
Таким образом процесс реконструкции нефтепроводов обусловливает дополнительное вредное воздействие на окружающую среду которое должно прогнозироваться и учитываться при разработке проекта реконструкции нефтепровода.
Фаза реконструкции нефтепровода достаточно кратковременна а совокупность производимых работ - однородна. Поэтому частоту экологического риска целесообразно рассчитывать не во временном а в пространственном разрезе. Другими словами весь период работ рассматривается как единый временной отрезок и вероятность связанная со временем равна 1. В то же время однородность производимых операций и их сосредоточенность в полосе отвода предполагают их безотносительность к экосистемам. Все факторы экологического риска в фазе реконструкции можно дифференцировать и оценить по следующей схеме:
Возможный выход фронта работ за пределы полосы отвода связанный с частичным нарушением экосистем. Эти нарушения сугубо локальны и могут быть сведены к минимуму при надлежащей организации работ. Тяжесть последствий для экосистем в этом случае является обратно пропорциональной их.устойчивости к механическим повреждениям. Вместе с тем можно предположить что небольшие нарушения этого типа будут иметь достаточно массовый характер;
Строительство временных подъездов для подвозки новых и вывозки изношенных труб. Поскольку новая трасса нефтепровода проходит вблизи существующей дороги подъезды устраиваются очень короткие . Ущерб от них обладает относительно малой величиной экологического риска поэтому данный фактор можно не оценивать;
Риск эрозии в связи с достаточно пересеченным рельефом местности особенно при переходах через водотоки. Материалы изысканий применяемая технология строительства показали что практически исключается формирование эрозионных процессов при условии отсутствия нарушений технологии производства строительных работ.
Загрязнение окружающей среды выхлопными газами работающих механизмов не приведет к ликвидации экосистем но способен ухудшить их состояние. Состояние экосистем по всей длине трассы зависит от их устойчивости к нефтяному загрязнению но в их пределах остается лишь часть выхлопов в атмосферу;
Шумовое загрязнение воздействует исключительно на животный мир. Оно приведет к временному обеднению фауны (предположительно на 50%) по всей длине трассы которая восстановится по окончании производства работ;
Такие факторы как оставленные участки незарытых траншей захламление обочин коридора порубочными остатками браконьерство мытье машин слив отработанных масел в неустановленных местах и пр. полностью зависят от организации производства работ и состояния дисциплины в строительной организации. Использование статистики для их учета малоприменимо так как в последние годы изменилась внешняя среда а именно требования к качеству строительных работ и экологическому поведению персонала проявилась система экологических ограничений и экономических санкций (штрафов). Поэтому в данном случае мы имеем дело с предполагаемой вероятностью.
Интегральный экологический риск в фазе реконструкции будет равен сумме значимых частных рисков. Коэффициенты риска определяются для каждого участка отдельно затем находится его интегральный показатель и наконец общий экологический риск R в стадии реконструкции нефтепровода.
В фазе эксплуатации экологический риск связан преимущественно с авариями их частотой и свойствами вмещающих экосистем. Среди последних особое значение имеет устойчивость к нефтяному загрязнению. В ландшафтно-экологической карте эта устойчивость экспертно оценена по шкале из 5 баллов. Экосистемы имеющие высший балл 5 обладают и наибольшей устойчивостью к нефтяному загрязнению.
Сопоставление результатов расчетов экологического ущерба и стоимости работ по реконструкции нефтепровода позволило обосновать мероприятия по охране окружающей среды и повышению надежности рассматриваемой нефтетранспортной системы. Главным из них является реконструкция нефтепровода с заменой трубы на линейной части (прокладка параллельной нитки в действующем коридоре). Сроки и очередность работ по участкам определены проектом с учетом изношенности трубопровода и наличия дефектов в том числе опасных обнаруженных при обследовании линейной части интеллектуальными снарядами.
К основным мероприятиям по защите окружающей среды в процессе реконструкции нефтепровода относятся [14]:
Проведение работ в зимнее время;
Прокладка трубопровода при пересечении крупных рек методом наклонно-направленного бурения;
Экологический мониторинг за весь период производства работ;
Выполнение строительно-монтажных работ в строгом соответствии с проектом.
В результате проведенных полевых исследований оценки воздействия на окружающую среду реконструируемым нефтепроводом:
Выявлены факторы экологического риска;
Дана оценка экологического риска с учетом специфических условий трассы трубопровода животного и растительного мира);
Предложены мероприятия по защите окружающей среды в период проведения строительно-монтажных работ.
По магистральным нефтепроводам Сибири перекачивается весь объем добываемой здесь нефти. Это предопределяет повышенные требования к их надежности и эффективному использованию так как даже непродолжительная остановка перекачки приводит к значительным убыткам. Особенно они велики в случае аварий на трубопроводах когда на рельеф и в водоемы выбрасывается большое количество нефти.
Магистральные нефтепроводы воздействуют на окружающую среду не только при аварийных ситуациях но и в ходе строительства когда происходит деструкция грунтовых массивов нарушаются сложившиеся равновесия между компонентами ландшафтов.
Контрольные исследования проведенные нами по трассе нефтепровода позволили выявить и классифицировать типичные виды нарушений окружающей среды при реконструкции и эксплуатации трубопроводов.
Несмотря на наличие в проектах обязательных природоохранных мероприятий организационного технического и технологического характера ущербов природе избежать не удается. Построить (реконструировать ) нефтепровод абсолютно не нарушая природную среду невозможно. Однако сводить эти нарушения к минимуму а допущенные - должным образом скомпенсировать следует непременно.
Рис. 6.1 – Модель экологического мониторинга реконструируемого нефтепровода
Неотъемлемой частью технологии реконструкции нефтепровода должен стать экологический контроль как элемент системы инженерно- экологического мониторинга территории строительства. Сложность такого контроля обусловлена многофакторностью воздействия производственной деятельности человека на окружающую среду. Экологическая проблема в этом случае является узловой а ее реализация достигается на стыке научно-технических и нормативно-правовых направлений.
Реконструкция нефтепровода представляет собой область трудовой деятельности людей с исключительно высокой степенью экологической ответственности. Обусловлено это тем что строительные процессы вступают в непосредственный контакт со всеми компонентами природы активно формируя в сравнительно короткие промежутки времени антропогенные ландшафты. Комплексная строительная технология реализуется на сложной смешанной схеме развития взаимосвязанных технологических процессов и операций.
Под экологическим мониторингом принимают систему контроля обследований анализа состояния окружающей среды. Различают мониторинг оперативный и периодически повторяющийся. Организации оперативного мониторинга должно предшествовать комплексное обследование почвы воды и атмосферы [10].
Цель экологического мониторинга- обеспечение всех уровней управления в государстве крае области регионе районе информацией о состоянии окружающей среды в том числе и прогнозами вероятного его изменения а также обеспечение информацией о результатах реализации механизма улучшения экологического состояния. При организации мониторинга должны реализовываться следующие принципы: минимум затрат на мониторинг максимальное использование ведомственных систем контроля и широкий доступ к информации накопленной в экологических комитетах.
В настоящее время выделяют четыре уровня мониторинга: локальный территориальный региональный и федеральный. При проведении исследований по трассе нефтепровода нами применялся локальный и территориальный мониторинг.
Задача создания локальной системы инженерно-экологического мониторинга возникла при решении проблемы устойчивости и надежности сооружений магистральных трубопроводов при условии сохранения экологического равновесия природы.
Инженерно-экологический мониторинг как вид научно - производственной деятельности основан на комплексе знаний и достижений таких наук как физическая география ландшафтоведение геология геокриология биология экология и др. Одной из основных предпосылок системы экологического мониторинга является представление о пространственно-временной организации в природе геотехнических систем (техническими подсистемами которых являются нефтепроводы).
Пространственная организация геотехнической системы определяется рядом особенностей технической и природной подсистем. К таким особенностям относятся например способы прокладки трубопроводов температура перекачиваемого продукта его конструктивные особенности и т.д. Особенности природной подсистемы заключаются в существовании ряда пространственно-обособленных областей и зон с характерной динамикой процессов массо- и энергообмена. Их пространственно- временная организация обусловлена как особенностями антропогенного преобразования природных ландшафтов (в процессе строительства) так и естественными свойствами их компонентов.
Формирование области антропогенной трансформации природной геосистемы при эксплуатации нефтепровода связано с продолжительными во времени факторами главным образом теплового и химического антропогенного воздействия.
В процессе эксплуатации нефтепровода постоянно должны проводиться наблюдения за состоянием линейной части нефтепровода. Существует отработанная система технологических и организационных мер по осуществлению технического надзора нефтепроводами. Такой надзор осуществляется и в период всего проведения работ по реконструкции нефтепровода.
Благодаря высокой степени автоматизации а также телемеханизации производственного процесса возможен постоянный контроль за соблюдением режимов перекачки исправности и состояний работающего оборудования.
Службы эксплуатации на которые непосредственно возложена функция технического обслуживания нефтепровода действуют согласно утвержденному правилами эксплуатации регламенту работ.
периодический осмотр трассы и их сооружений на предмет выявления утечек нефти и других нарушений и неисправностей (4 раза в месяц);
контроль за состоянием переходов через железные и автомобильные дороги (их целостность при проведении ремонтных работ на дорогах);
контроль за состоянием переходов через водные преграды ( водные преграды подвергаются периодическому визуальному осмотру на предмет размыва берегов целостности их склонов и т.д. ).
содержание сооружений трассы и охранной зоны нефтепровода в соответствии с правилами технической эксплуатации нефтепроводов.
Кроме того проводятся внеочередные осмотры после стихийных бедствий в паводковый и послепаводковый периоды а также в период подготовки к эксплуатации в осенне-зимний период.
Все сведения осмотров заносятся в соответствующие книги которые существуют на каждый нефтепровод и находятся в отделе эксплуатации объединения (ОАО).
Объем экологического мониторинга определяется целями его проведения и возможностями материального обеспечения. В зависимости от этого определяется соотношение дистанционных и прямых методов наблюдений состояния компонентов природной среды и самого трубопровода.
В результате проведенных исследований получена достоверная информация о степени негативного техногенного воздействия процессов производства работ при реконструкции нефтепровода.
На основании результатов натурных наблюдений лабораторных исследований был выполнен расчет выбросов загрязняющих веществ в атмосферу рассеивания их по трассе и на прилегающие территории водные бассейны.
Затем измеренные величины и полученные в результате расчетов значения сопоставлены с нормами предельно-допустимых величин. Вывод однозначный: негативного техногенного воздействия процессы производства работ при реконструкции нефтепровода не оказывают.
При реконструкции нефтепровода как и при его строительстве предъявляются особые требования к решению экологических задач. Сложность таких задач обусловлена прежде всего тем что воздействие производственной деятельности человека на окружающую среду носит многоаспектный характер. Экологическая проблема в этом случае является узловой. Ее реализация достигается на стыке научно-технических и нормативно-правовых направлений. В то же время фактор экологического обеспечения нефтетранспортной системы можно считать интегрирующим к показателям качества строительства и надежности законченных строительством объектов. Качество технологических процессов определяет экологический эффект на момент строительства а надежность сооружаемых объектов - экологический эффект на период эксплуатации.
Система представляет собой функциональную зависимость формирования конечного экологического эффекта. Характер такого процесса обусловлен техническими решениями которые определяют соответствующий уровень строительства.
Эти решения должны базироваться на:
разработке научно-правовой регламентации процесса строительства (реконструкции) в области экологии;
разработке комплекса организационно-технических мероприятий по охране окружающей среды в процессе производства работ.
Первое направление включает в себя изучение особенностей влияния реконструируемого трубопровода на окружающую среду анализ экологических и правовых норм реконструкции разработку общих требований к объекту полевые исследования по трассе нефтепровода анализ общих закономерностей развития обратимых и необратимых процесс сов экологического равновесия в районе производства работ разработку нормативного регламента с учетом экологических требований.
Второе направление включает в себя анализ экологических последствий на объект реконструкции метрологическое обеспечение охранно- предупредительных мероприятий (мониторинг) контроль за соблюдением проекта производства работ определение общественного эффекта от реализации природоохранных мер в процессе реконструкции трубопровода.
Мероприятия по охране природы чрезвычайно дороги и трудоемки. Например стоимость очистных сооружений нефтяных объектов в некоторых случаях соизмерима со стоимостью основных производственных фондов. Поэтому для обоснования расходования таких крупных денежных средств необходимо знать какие потери имели бы место если бы мероприятия по охране природы не осуществлялись. Итак необходимо оценить затраты и результаты т.е. определить фактический экономический эффект от внедрения мероприятий по охране природы [16].
Известно что основным источником экологического ущерба при эксплуатации нефтепровода является авария на нем. Наличие опасных дефектов на трубопроводах выявленных при диагностическом его обследовании участков с напряженно-деформированным состоянием с высоким износом трубы и подверженных малоцикловым нагрузкам предопределяют возможные аварии а следовательно и решения о капитальном ремонте или реконструкции нефтепровода. При этом важно определить экономический эффект при реконструкции нефтепровода с учетом возможного экологического ущерба от аварий.
Таким образом выполненные автором теоретические и натурные исследования позволили оценить экологическое воздействие реконструируемого нефтепровода на природную среду разработать мероприятия по снижению негативных влияний процесса проведения работ на трассе и спрогнозировать экологические воздействия на природную среду.
Рис. 6.1 – Сроки окупаемости затрат на реконструкцию нефтепровода
В результате проведенных исследований обобщения опыта работы по строительству и реконструкции магистральных нефтепроводов автору удалось усовершенствовать методику оценки воздействия процесса реконструкции нефтепровода на окружающую среду разработать комплекс документов по ОВОС и определению экологического риска предложить зависимости для оценки эффективности реконструкции трубопровода.
В сложившейся в последние годы ситуации когда центр добычи нефти и газа переместился в отдаленные районы Западной и Восточной Сибири Крайнего Севера магистральные трубопроводы оказались наиболее эффективным средством доставки нефти и газа из этих районов в центральные и западные районы страны. Это обстоятельство и предопределило необходимость сооружения мощных нефтегазопроводов. Трассы этих трубопроводов пересекают участки территорий с различными природно- климатическими условиями и грунтами.
Ширина коридора в пределах которого ведутся работы регламентируется нормами отвода земель.
Технология сооружения и реконструкции магистральных нефтепроводов связана с неизбежным нарушением дневной поверхности в полосе производства работ. При строительстве подводных переходов традиционным методом разрабатываются траншеи в береговой приурезной и русловой частях водоемов.
Нарушения дневной поверхности по трассе нефтепровода активизируют эрозионные процессы русловые деформации рельефообразование.
В эксплуатационный период воздействия на окружающую среду проявляются в течение более длительного периода чем строительство. Основная форма воздействия - загрязнение грунтов вдоль трассы нефтью. Загрязнению подвергается также атмосфера.
Диапазон воздействия на окружающую среду при строительстве реконструкции и эксплуатации магистральных нефтепроводов весьма широк. Вот почему в составе проектной документации на реконструкцию и строительство нефтепроводов раздел «Оценка воздействия на окружающую среду» является одним из основных.
Качественное решение проблемы охраны окружающей среды при реконструкции трубопровода и его эксплуатации достигается комплексным подходом заключающемся в биологических экологических экономических и инженерно-технических исследованиях.
Именно такой подход был применен при рассмотрении экологических проблем при реконструкции исследуемого нами нефтепровода.
Тщательные топографо-геодезические инженерно-геологические и гидрологические изыскания ландшафтная съемка коридора по всей длине трассы нефтепровода почвенные и специальные лабораторные исследования определение предельно-допустимых уровней воздействия на окружающую среду принятие в проектах таких конструктивных решений и технологии производства работ при которых отрицательное воздействие на окружающую среду будет минимальным закладывание в них специальных методов и средств ликвидации негативных последствий позволили сформулировать комплекс требований по охране окружающей среды при реконструкции нефтепровода и транспортировке по нему нефти.
Этот комплекс включает в себя:
классификацию компонентов окружающей среды по всей длине нефтепровода;
классификацию воздействия на окружающую среду и их последствий;
оценку последствий различных нарушений и загрязнений;
принципиальные конструктивные и технологические решения снижающие до минимума негативные воздействия на окружающую среду;
рекомендации по ликвидации отрицательных последствий;
методику оценки ущерба наносимого окружающей среде в процессе строительства и эксплуатации;
методику выбора оптимальных инженерно-технических решений на реконструкцию нефтепровода с учетом охраны окружающей среды.
Реализация этого комплекса в процессе производства работ при реконструкции нефтепровода и его эксплуатации позволяет до минимума свести отрицательные воздействия на окружающую среду по трассе нефтепровода.
Антонов В.П. К вопросу о нормативно-правовой документации и нормативной базе по охране окружающей среды Трубопроводный транспорт нефти. М. 2012. №6. С.29-35.
Архипов С.А. Вдовин В.В. Мизеров Б.В. Николаев В.А. Западно-Сибирская равнина: история развития рельефа Сибири и Дальнего Востока. М. 1979. 278 с.
Барбиан O.A. Новые достижения во внутритрубной инспекции трубопроводов: обнаружение трещинДиагностика - 94. М. 2011. С. 149-159.
Белов В.М. Дефектоскопия потенциально опасных участков трубопроводов методом акустической эмиссииБезопасность труда. М. 2010. № 7. С. 14-17.
Васильев Ю.В. Цацульников В.Т. Условия и процессы формирования техногенеза природных водМатериалы первой межвузовской научной конференции «Проблемы природопользования в районах со сложной экологической ситуацией» 18-19 марта 2011 ТГУ Тюмень С. 154-156.
Васин Е.С. Оценка технического состояния магистральных нефтепроводов по результатам диагностического контроля Трубопроводный транспорт нефти. М. 2010. №4. С.26-29.
ВильчекТ.Е. Экология Экономика Право. Москва 2011.200 с.
ВыборновБ.И. Ультразвуковая дефектоскопия. М. 1974. 320 с.
ГаджиевИ.М. Эволюция почв таёжной зоны Сибири их использование и охранаЛ Проблемы использования и охраны природных ресурсов Сибири. Новосибирск 1980. С. 128-131.
ДегтярёвВ.Н. Прогнозирование времени наступления порывов на нефтепроводе Трубопроводный транспорт нефти. М.2014. №6. С.25-26.
ИдрисовИ.Р. Рацен С.С. Ландшафты междуречья Большого Салыма и ДемьянкиМатериалы Всероссийской научной конференции 24-26 февраля 2010 г. Томск. - С. 65-66
ИвановК.Е. Новиков С.М. Болота Западной Сибири. Л. 1976.
ИванцовО.М. Надёжность и безопасность магистральных трубопроводов России Трубопроводный транспорт нефти. М. 2010. №10. С.26-31.
КалининВ.М. Ларин С.И. Романова И.М. Малые реки в условиях антропогенного воздействия. Тюмень 2011. 219 с.
КараваеваH.A. Кислые алювиально-глеевые почвы средней и северной тайги Западной Сибири Почвоведение 1973. № 3.
ЛисинЮ.В. Верушин А.Ю. Лисанов М.В. Мартынюк В.Ф. Концепция методического руководства по оценке степени риска магистральных трубопроводов Трубопроводный транспорт нефти. М. 1997. №12. С.8-14.
МазурИ.И. Иванцов О.М. Молдаванов О.И. Конструктивная надёжность и экологическая безопасность трубопроводов.Недра. М.2010. 264 с.
МалюшинH.A. Экологическая надёжность магистральных нефтепроводов Западной СибириСборник трудов ТГУ. «Безопасность жизнедеятельности в Сибири и на Крайнем Севере» Тюмень 2011. С. 149-150.
НащупскийВ. А. Чепурский В.Н.Черняев К.В. Автоматизированная экспертно-техническая система диагностики магистральных нефтепроводов Трубопроводный транспорт нефти. М.2014. №11. С.5-10.
НейштадтМ.И. Мировой природный феномен - заболоченность ЗападноСибирской равнины Изв. АН СССР 1971. № 1. С. 21-34.
НиколаевВ.А. Проблемы регионального ландшафтоведения. М.1979. 160 с.
ПановГ.Е. Старикова Г.В. Вишневская В.В. Экологические аспекты безопасности в нефтяной промышленности Нефтяное хозяйство 1980. № 7. С. 68-70.
ПановТ.Е. Петряшин Л.Ф. Лысяный Г.Н. Охрана природы на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. Учебное пособие. М. 1981.
ПановГ.Е. Старикова Г.В. Стариков В.А. Опасность локальных выбросов на объектах добычи и переработки сероводородсодержащего природного газа Нефть и газ. М1983. № 7. С.87-92.
Сочава В.Б. Введение в учение о геосистемах.Новосибирск Издательство «Наука» 1978. 318 с.
Системная надёжность трубопроводного транспорта углеводородов. М.2012. 517 с.
Сова В.Г. О рекультивации земель на предприятиях Минефтепрома Нефтяное хозяйство 1977. № 9. С. 16-19.
Современное состояние и основные тенденции изменений природной среды. Западная Сибирь. М.1980. 206 с.
Соромотин A.M. О необходимости картографирования экологических проблем и ситуаций для совершенствования природопользования Материалы первой межвузовской конференции. «Природопользование в районах со сложной экологической ситуацией» ТГУ 18-19 марта 2011 г. С. 165-167.
Строительные нормы и правила СНиП 2.05.06-85.Магистральные трубопроводы.
Строительство магистральных нефтепроводов. Справочник. М. 2013. 445 с.
Уфимцева К.А. Современные и реликтовые свойства почв ЗападноСибирской низменности Почвоведение 1968. № 5. С. 24-33.