Ликвидация
аварий н а газопроводе начинается
,
прежде всего, с отключения
его
поврежденного участка и
перекрытия
газопровода
запорными устройствами
(замками, задвижками), расположенными на нем и у
газгольдерных станций. При срезах или разрывах
труб газопровода низкого давления концы их
заделывают деревянными пробками, обмазывают
глиной или обматывают листовой резиной, трещины
на трубах заваривают или заделывают,
устанавливая муфты.
Временно трещины можно заделывать,
обматывая трубы плотным бинтом и обмазывая
глиной, или обматывая листовой резиной с
накладкой хомутов.При воспламенении газа его
давление в газопроводе снижают, после чего пламя
гасят песком, землей, глиной, набрасывают на
газопровод мокрый брезент, а затем засыпают
землей и поливают водой.
Для поиска утечки газа из подземных трубопроводов используются служебные собаки. На загазованной местности во избежание взрыва газа запрещается зажигать спички, курить, пользоваться инструментом, вызывающим искрообразование, использовать машины и механизмы с работающими двигателями. Работы на газопроводах, находящихся под давлением, а также расположенных в помещениях, производят только инструментом из цветного металла. Стальной инструмент, чтобы исключить искрообразование, должен быть смазан минерализованной смазкой. Для освещения рабочего места на загазованных участках разрешается применять только аккумуляторные фонари во взрывобезопасном исполнении.
Значительную сложность представляет собой тушение пожара горючих газов , истекающих под давлением. Как правило, подавление горения в этих случаях достигается перекрытием газового потока. Нередко быстро перекрыть поток газа не удается и приходится тушить горящий факел. При пожарах природного газа, истекающего из труб диаметром до 150 мм с расходом 75 м 3 /с пламя имеет высоту до 80 м, диаметр - до 20 м, площадь - до 2000 м 2 . Наиболее эффективно тушение таких пожаров с помощью порошковых огнегасительных составов на основе бикарбонатов калия и натрия. Так, тушение пожара при вертикальном истечении газа с расходом до 75 м 3 /с достигается при подаче состава на основе бикарбоната калия из двух стволов с общим расходом порошка около 10 кг/с. Труднее всего поддается тушению горящий газ, истекающий вниз или в горизонтальном направлении. Удельный расход порошков при тушении такого пожара повышается на 30-50%. Воздействие газожидкостных средств на горящий факел, как правило, не позволяет потушить пожар. Гашение пламени в таком случае достигается лишь при снижении давления горючего газа, поступающего в очаг пожара. Одним из наиболее эффективных способов тушения такого пожара является введение газовых средств тушения в магистраль , по которой поступает горючий газ. В газопроводе просверливают отверстие и через него подают огнегасительный газ (двуокись углерода, инертные газы), расход которого должен в 2-5 раз превышать расход горючего газа
.
Одновременно с тушением пожара на газопроводе необходимо осуществлять его охлаждение . Во избежание разрушений, деформаций и разрывов нельзя допускать попадание воды на оборудование и газопровод, которые по условиям технологического процесса работают при высоких температурах. В таких случаях их защита и охлаждение согласовываются с инженерно-техническим персоналом объекта.
Особой осторожности требуют спасательные работы по ликвидации последствий аварий на продуктоводах, расположенных в замкнутых помещениях , резервуарах, шахтах, колодцах. Испаряющиеся СДЯВ могут достигнуть концентрации, опасной для жизни спасателей. Поэтому работать в таких условиях необходимо только с использованием изолирующего противогаза, спецодежды и спецобуви, подбираемых в зависимости от степени агрессивности транспортируемого продукта и его поражающих факторов. Испаряющийся продукт, соединяясь с воздухом, способен создать взрывоопасную смесь, поэтому, выполняя работы в замкнутых помещениях, нельзя пользоваться открытым огнем и инструментом, способным вызвать искрообразование. Особенностью тушения пожаров в замкнутых и подземных производственных помещениях является то, что пламя может повредить находящиеся в них электрооборудование и электропроводку. Если электрооборудование под напряжением и нет возможности его отключить, то тушение пожара следует производить не водой, а огнетушащими порошками и воздушно-механической пеной. В колодцах пожары эффективно тушатся при заполнении их инертными или другими огнетушащими газами.
Федеральное агентство по образованию
Саратовский государственный
социально-экономический университет
кафедра безопасности жизнедеятельности
Реферат
«Аварии на трубопроводах».
Студентки первого курса УЭФ
Григорьевой Тамары Павловны
Руководитель: доцент кафедры
Баязитов Вадим Губайдуллович
Саратов,2007.
Введение.
1. Общие сведения о состоянии системы трубопроводов в РФ на 2008 год;
2.Аварии на нефтепроводах;
3.Аварии на газопроводе;
4.Аварии на водопроводе;
5.Последствия аварий на трубопроводах;
6.Самоспасение и спасение пострадавших при пожарах и взрывах на трубопроводах;
Заключение.
Список используемой литературы.
Введение:
По протяженности подземных трубопроводов для транспортировки нефти, газа, воды и сточных вод Россия занимает второе место в мире после США. Однако нет другой страны, где эти трубопроводные магистрали были бы так изношены. По оценкам специалистов МЧС России, аварийность на трубопроводах с каждым годом возрастает и в ХХI век эти системы жизнеобеспечения вошли изношенными на 50-70%. Утечки из трубопроводов приносят стране огромный экономический и экологический ущерб. Особенно большое количество аварий происходит в городах в результате утечек воды из изношенных коммуникаций – канализационных, тепловых и водопроводных сетей. Из разрушенных трубопроводов вода просачивается в грунт, повышается уровень грунтовых вод, возникают провалы и просадки грунта, что ведет к затоплению фундаментов, и в конечном счете грозит обрушением зданий. Зарубежный опыт показывает, что эту проблему можно решить, если вместо стальных трубопроводов применять трубы из пластмассы, а прокладку новых и ремонт изношенных осуществлять не открытым, а бестраншейным способом. Преимущества ремонта трубопроводов бестраншейным методом очевидны: затраты на ремонт снижаются в 6-8 раз, а производительность работ возрастает в десятки раз.
Наблюдается процесс постепенного перехода от традиционных строительных материалов к новым. В частности, при прокладке и реконструкции трубопроводов все чаще применяются полимерные трубы. По сравнению со стальными или чугунными они имеют ряд неоспоримых преимуществ: легкость транспортировки и монтажа, высокая коррозионная стойкость, большой срок эксплуатации, невысокая стоимость, гладкость внутренней поверхности. В таких трубах не ухудшается качество перекачиваемой воды, так как за счет гидрофобности поверхности в них не образуется различные отложения, как это происходит в стальных и чугунных трубопроводах. Пластмассовые трубы не требуют никакой гидроизоляции, в том числе и катодной защиты, они обеспечивают постоянную транспортировку воды, нефти и газа без больших затрат на техническое их обслуживание.
Опыт реконструкции и строительства подземных коммуникаций в Челябинске свидетельствует о том, что применение передовых бестраншейных технологий позволяет значительно удешевить и упростить такие работы. Особенно это актуально для центральных районов города, где работы по перекладке трубопроводов традиционным траншейным способом связаны со значительными трудностями: для проведения этих работ часто необходимо закрытие проездов, изменение маршрутов движения городского транспорта. Требуются многочисленные согласования с различными организациями. С внедрением новейших технологий появилась возможность осуществлять прокладку трубопроводов и инженерных коммуникаций без вскрытия поверхности и участия большого количества людей и тяжелой строительной техники. Таким образом, не нарушается движение городского транспорта, исключаются работы по устройству обходов, переходных мостиков, что особенно важно для города с плотной застройкой и высоким уровнем движения транспорта. Благодаря отсутствию неудобств и нецелесообразных затрат (по сравнению со строительством в траншеях трудозатраты снижаются примерно в 4 раза), применение данных технологий весьма эффективно. Во многих случаях применение современных технологий позволяет отказаться от строительства новых коммуникаций и путем реконструкции полностью восстановить и улучшить их технические характеристики.
Применение новейших технологий в подземном строительстве призвано решить главную задачу – повысить качество сооружаемых подземных объектов и обеспечить безопасность их эксплуатации. Правительство города уделяет самое пристальное внимание этому вопросу. К работам допускаются только специализированные организации, имеющие соответствующую лицензию. На всех стадиях строительства осуществляется многосторонний мониторинг, что обеспечивает получение данных о ходе выполнения проекта и изменениях в окружающей среде, производится постоянный контроль за изменением уровня грунтовых вод, осадками фундаментов близлежащих зданий, деформацией грунтового массива.
1. Общие сведения о состоянии системы трубопроводов в РФ на 2008
В предаварийном состоянии находятся промысловые трубопроводные системы большинства нефтедобывающих предприятий России. Всего на территории Российской Федерации находится в эксплуатации 350 тыс. км внутрипромысловых трубопроводов, на которых ежегодно отмечается свыше 50 тыс. инцидентов, приводящих к опасным последствиям. Основными причинами высокой аварийности при эксплуатации трубопроводов является сокращение ремонтных мощностей, низкие темпы работ по замене отработавших срок трубопроводов на трубопроводы с антикоррозионными покрытиями, а также прогрессирующее старение действующих сетей. Только на месторождениях Западной Сибири эксплуатируется свыше 100 тыс. км промысловых трубопроводов, из которых 30% имеют 30-летний срок службы, однако в год заменяется не более 2% трубопроводов. В результате ежегодно происходит до 35–40 тыс. инцидентов, сопровождающихся выбросами нефти, в том числе в водоемы, причем их число ежегодно увеличивается, а значительная часть инцидентов преднамеренно скрывается от учета и расследования.
Аварийность на объектах магистрального трубопроводного транспорта уменьшилась на 9%. Действующая на территории Российской Федерации система магистральных нефтепроводов, газопроводов, нефтепродуктопроводов и конденсатопроводов не отвечает современным требованиям безопасности.
В процессе реформирования экономики и в результате изменений на рынках нефти происходит постоянное снижение объемов финансирования нового строительства, капитального ремонта, реконструкции, модернизации, технического обслуживания и текущего ремонта физически изношенных и морально устаревших объектов магистральных трубопроводов. Крайне недостаточно финансируются разработки нового оборудования, приборов и технологий дефектоскопии трубопроводов и оборудования, а также разработка новых нормативных документов и пересмотр устаревших.
Отсутствует законодательная база государственного регулирования безопасности функционирования магистральных трубопроводов, в связи с чем назрела необходимость принятия федерального закона о магистральных трубопроводах. Разработка этого закона, начавшаяся в 1997 г., до сих пор не завершена.
В Российской Федерации общая протяженность подземных нефте-, водо- и газопроводов составляет около 17 миллионов километров, при этом из-за постоянных интенсивных волновых (колебаний давления, гидроударов) и вибрационных процессов, участки этих коммуникаций приходится постоянно ремонтировать и полностью заменять. Весьма актуальны вопросы защиты от коррозии для нефтяной, нефтегазодобывающей, перерабатывающей и транспортирующей отраслей, вследствие металлоемкости резервуаров хранения нефтепродуктов и прочих сооружений, наличие здесь агрессивных сред и жестких условий эксплуатации металлоконструкций. Убытки, вызываемые гидроударами и коррозией, составляли для Минтопэнерго бывшего СССР несколько сотен миллиардов долларов и около 50 тыс. т. черных металлов в год. При общей динамики аварийности, по оценкам экспертов, причинами разрыва трубопроводов являются:
60% случаев – гидроудары, перепады давления и вибрации
25% - коррозионные процессы
15% - природные явления и форс-мажорные обстоятельства.
В течение всего срока эксплуатации трубопроводы испытывают динамические нагрузки (пульсации давления и связанные с ними вибрации, гидроудары и т.д.). Они возникают при работе нагнетательных установок, срабатывании запорной трубопроводной арматуры, случайно возникают при ошибочных действиях обслуживающего персонала, аварийных отключениях электропитания, ложных срабатываниях технологических защит и т.п.
Техническое же состояние эксплуатируемых по 20-30 лет трубопроводных систем оставляет желать лучшего. Замена изношенного оборудования и трубопроводой арматуры в последние 10 лет ведется крайне низкими темпами. Именно поэтому наблюдается устойчивая тенденция увеличения аварийности на трубопроводном транспорте на 7-9% в год, о чем свидетельствуют ежегодные Государственные доклады «О состоянии окружающей природной среды и промышленной опасности Российской Федерации».
Участились аварии на трубопроводах, сопровождающиеся большими потерями природных ресурсов и широкомасштабным загрязнением окружающей среды. По официальным данным только потери нефти из-за аварий на магистральных нефтепроводах превышают 1 млн тонн в год и это без учета потерь при прорывах внутрипромысловых трубопроводов.
Вот лишь несколько примеров аварий на нефтепроводах за 2006г.:
В результате крупной аварии на магистральном нефтепроводе "Дружба" на территории Суражского района Брянской области на границе с Белоруссией нефтью загрязнены рельеф местности, водные объекты и земли государственного лесного фонда. Заместитель главы Росприроднадзора отметил, что на участке нефтепровода "Дружба", где произошла авария, с весны 2006 года было обнаружено 487 опасных дефектов. Причиной аварии на нефтепроводе послужила коррозия труб.
Фото: Крупные газовые и нефтяные трубопроводы в США. Красным обозначены трубопроводы, входящие в зону риска.
10 сентября 2010 года, в 6 часов вечера, в службу спасения г. Сан-Бруно, в штате Калифорния поступил тревожный звонок. По сообщениям перепуганных свидетелей, произошел ужасный взрыв на автомобильной заправке. Огонь полыхал с такой силой, что очевидцы подозревали авиакатастрофу, либо теракт. Память о случившемся 11 сентября давала о себе знать.
Почти час понадобился на то, чтобы установить истинную причину - ей оказался взрыв стального газопровода диаметром 76 см, принадлежавшего Тихоокеанской газовой и электрической компании. Взрыв оставил после себя кратер диаметром 51 м, 7,9 м в ширину и глубиной до 12 метров. Восемь человек погибло, и более пятидесяти было ранено. Высота пламени достигала 300 футов, очевидцы сообщали об огненном шаре и стене огня высотой 1000 футов.
Геологическая служба США зарегистрировала результат ударной волны, эквивалентный землетрясению в 1.1 балл по шкале Рихтера. К ликвидации пожара были привлечены более 200 пожарных - сильный ветер раздувал пламя, затрудняя борьбу с огнем. В результате взрыва и последующего пожара были повреждены 35 домов, три из них были признаны непригодными для проживания.
Фото: Части газопровода на улицах после взрыва.
Фото: Разрушения после взрыва и пожара в Сан-Бруно
Фото: Применение авиации для тушения пожара в Сан Бруно
Критики утверждают, что трубопроводы должны стать еще более безопасными в эксплуатации. По их словам, многих аварий на трубопроводах можно было бы избежать - при должном контроле со стороны правительства и усилении мер безопасности в отрасли.
На общую длину всех трубопроводов Америки - 2,5 млн. км, ежегодно приходится сотни утечек и разрывов, ценой которых становятся в отдельных случаях и человеческие жизни. И по мере старения трубопроводных систем, риск аварий на этих линиях будет только увеличиваться. При том, что с 1986 года, при авариях на трубопроводах уже погибли более 500 человек, пострадали свыше 4000, а убытки составили почти семь миллиардов долларов.
Причин аварий очень много - это и банальная коррозия оборудования, и плохое качество сварных швов, и даже стихийные бедствия. Так, в 2012 году трубопроводы в штате Нью-Джерси подверглись атаке урагана "Сэнди", что привело к возникновению более 1600 случаев разгерметизации трубопровода. Все утечки были взяты под контроль, и никто не пострадал, но компания-оператор понесла значительные убытки и обанкротилась, оставив почти 28 тысяч человек без подачи газа.
Наконец, одна из самых банальных причин - старость. Трубопроводы элементарно стареют. Более половины из них построены около пятидесяти лет назад. И такая ситуация также чревата авариями.
Так, в 2011 году, в городе Аллентаун взорвался газопровод. Погибло 5 человек, было уничтожено почти пятьдесят домов. Причиной был названо превышение срока эксплуатации - газопровод был изготовлен из чугунных труб в 1928 году. 83 года назад.
Фото: Пожар бушует в городе Аллентаун, штат Пенсильвания, после взрыва газа в феврале 2011 года
Другая причина выхода трубопроводов из строя - коррозия. Сталь, находящаяся в соприкосновении с активными средами, такими как нефть и газ - закономерно ржавеет.
На долю коррозионных процессов приходится от 15 до 20 процентов всех сообщений о "серьезных инцидентах", что в переводе с бюрократического языка означает гибель людей, или серьезный ущерб имуществу.
В общем и целом, аварии по причине коррозии насчитывают более 1400 инцидентов с 1986 года.
Сокращение государственного контроля
Основная часть государственного контроля за функционированием тысяч километров нефтепроводов и газопроводов возложена на небольшое агентство в составе Департамента транспорта. Это так называемое "Управление по безопасности трубопроводов и опасным материалам" США (Pipelines and Hazardous Materials Safety Administration ),сокращенно - PHMSA
Агентство утверждает, что только семь процентов линий передачи природного газа, и лишь 44% всех опасных линий передачи жидких нефтепродуктов, соответствуют строгим критериям проверки и проверяются регулярно. Все остальное проходит контроль гораздо реже.
Причина тут кроется в давней ошибке. В 60-е и 70-годы было принято большинство федеральных законов о безопасности трубопроводов, а также установлены стандарты безопасности для вновь построенных линий.
Однако на трубопроводы, построенные ранее этого срока, данные правила не распространялись - просто нереально было, даже для США, привести эти трубопроводы к единому стандарту безопасности. Именно к таким объектам принадлежал газопровод, взорвавшийся в городе Сан-Бруно
Эта магистраль, участок которой лопнул вдоль дефектного шва, как показало расследование, никогда не проходила тестов на высокое давление. Но, парадокс в том, что, поскольку он был установлен в 1956 году, его владелец и не обязан был проводить такое тестирование.
То, к чему привела такая ситуация - на фотографии:
Фото: Сгоревшие автомобили и разрушенные дома в Сан-Бруно, США, после взрыва газопровода в сентябре 2010 года.
Позже, в 1990 годах были приняты дополнительные акты, и сегодня PHMSA набирает персонал для тестирования старых трубопроводов в зоне риска. Сюда относится населенные пункты, или крупные источники пресной воды. Однако многие старые газопроводы в сельской местности все равно не могут быть охвачены тестированием.
Другой элемент риска - это временные и технические линии, например магистрали, соединяющие скважины на месторождениях. К ним вообще неприменимы какие-либо стандарты регулирования, потому что многие из этих линий работают при очень низких давлениях и находятся в отдаленных районах.
Поэтому правительственные агенты не могут собрать объективных данных о разрывах и протечках, а также о том, соблюдаются ли вообще какие-либо стандарты для сварочных швов, или глубинах залегания на этих объектах.
Еще одна проблема, в последнее время ставшая традиционной для США - недостаток финансирования. Миф о "супербогатой Америке«» уже практически прописался у нас в подкорке. Возможно, когда-то так и было, но сегодня это именно что миф. Денег на обслуживание инфраструктуры в Америке не хватает точно так же, как и в России, или других странах мира.
Причины этого разные, одна из них - гигантские объемы и расстояния. В частности, при огромной протяженности линий передачи нефти и газа в Соединенных Штатах, PHMSA не хватает ресурсов для адекватного мониторинга миллионов километров трубопроводов.
Агентство может финансировать деятельность лишь 137 инспекторов, а зачастую, реально работает еще меньше. Некомплект персонала - настоящий бич этой структуры. Согласно отчету, в период между 2001 и 2009 агентство сообщало о кадровом дефиците в среднем 24 человек в год.
По сообщениям газеты "Нью-Йорк Таймс", агентству хронически не хватает инспекторов, потому что их переманивают трубопроводные компании, которые используют их для проверки своих собственных магистральных линий.
Пути решения проблемы
Если люди не справляются с мониторингом сотен тысяч километров трубопроводов, то на помощь должна прийти техника. Одним из выходов из такой ситуации является повсеместная установка запорной арматуры с автоматическим дистанционным управлением , которая может быстро остановить подачу газа или нефти в случае аварии.
В июле 2010 года, в результате прорыва нефтепровода, в реку Каламаза вытекло около миллиона галлонов сырой нефти. Операторам трубопровода понадобилось почти 17 часов, для того чтобы найти и вручную перекрыть место разрыва. Использование автоматической арматуры позволило бы значительно сократить это время, а значить - уменьшить масштаб экологического загрязнения местности.
Фото: Контрольно-измерительный снаряд Smart Pig
Эти устройства помещаются в газопровод и перемещаются в нем, измеряя важные параметры, такие как деформации труб и повреждения металла.
Однако не каждый газопровод имеет подходящий диаметр для использования подобного устройства, а для регулярной диагностики нужен частичный демонтаж, а значит простой трубопровода, вновь влекущий за собой убытки.
Таким образом, на кону стоят деньги - против человеческих жизней. Ведь пока компании-операторы считают убытки, взрывы на газопроводах продолжают уносить человеческие жизни.
В июне 2013 года разрыв газопровода вызвал крупный взрыв и пожар в городке Вашингтон-Пэрриш в штате Луизиана.
Фото: Взрыв в городе Вашингтон-Пэрриш, штат Луизиана
Взрыв произошел в 5:30 утра по местному времени. Жители в радиусе одной мили от эпицентра взрыва были эвакуированы. Обошлось без человеческих жертв, но некоторые близлежащие строения были уничтожены огнем. Данная линия перекачивает 3,1 млрд кубических футов газа в день из Техаса в Южную Флориду. Часть линии была закрыта, и остается неясным, когда подача газа будет возобновлена. Ведется следствие, чтобы определить причину взрыв.
15 июня 2015 года, около 8 часов вечера по местному времени, страшный взрыв потряс окрестности городка Куэро в Техасе
Огромный столб огня был виден за 20 километров. Жители близлежащих домов были оперативно эвакуированы. К счастью, обошлось без человеческих жертв, однако люди были изрядно напуганы
Ущерб от последствий аварии на трубопроводе "Унеча - Вентспилс" может исчисляться миллиардами рублей. В Министерстве природных ресурсов и охраны окружающей среды Беларуси считают, что ущерб от последствий аварии на российском трубопроводе "Унеча - Вентспилс" будет исчисляться в миллиардах рублей. Об этом в интервью БелаПАН сообщил первый заместитель министра природы Александр Апацкий.
Вместе с тем, по его словам, еще не произведена полная оценка экологического ущерба, нанесенного аварией. "Специалисты ведут мониторинг почвы, в том числе в пойме рек после прохождения весеннего половодья. Кроме того, следует учесть возможность загрязнения почвы теми остатками нефтепродуктов, которые смоются дождями с поверхности земли и проникнут в почву", - сказал замминистра.
Напомним, что 23 марта в 18.20 на поле у деревни Быцево Бешенковичского района Витебской области была зарегистрирована утечка дизельного топлива из магистрального трубопровода диаметром 377 миллиметров, залегающего на глубине 0,8 метра. Аварию удалось локализовать в 23.00.
По словам А.Апацкого, подсчет экологического ущерба от аварии может завершиться 6-8 апреля. "Загрязнены сельскохозяйственные угодья в районе аварии, мелиоративный канал, реки Улла и частично Западная Двина. Авария оставила после себя небольшие пленочные загрязнения поверхностных вод, берегов и речного дна", - сказал замминистра.
Он сообщил, что согласно предварительным данным владельца нефтепровода - российского предприятия "Западтранснефтепродукт" компании "Транснефтепродукт" - объем утечки дизельного топлива составил примерно 120 тонн. "Однако для подсчета объема утечки нефтепродуктов мы должны получить от владельца трубопровода данные по объему дизтоплива, извлеченного из грунта и поверхностных вод", - сказал А.Апацкий.
По его словам, предстоит очистить мелиоративный канал, куда попала основная часть нефтепродуктов, а также провести профилактические работы на почве в районе прорыва трубопровода.
Как полагает А.Апацкий, владелец трубопровода будет оплачивать ущерб, нанесенный экологии Беларуси и Латвии. "Каждый день работ по преодолению последствий аварии увеличивает эту сумму", - подчеркнул замминистра. Вместе с тем, отметил он, уровень предельно допустимых концентраций загрязнителей в пограничном створе Западной Двины находится в рамках нормы - кроме пленки из нефтепродуктов, поступающей на латвийскую сторону.
Последствия аварии на трубопроводе Альметьевск-Нижний Новгород в Нижегородской области ликвидированы на 70%, - Верхне-Волжское БВУ
(НИА "Нижний Новгород" - Любовь Ковалева) Последствия аварии на трубопроводе Альметьевск-Нижний Новгород в Кстовском районе Нижегородской области ликвидированы на 70%. Произведен сбор нефтепродуктов, попавших в реку Шавка и водные объекты, расположенные ниже по течению. Об этом НИА "Нижний Новгород" сообщили в Верхне-Волжском бассейновом водном управлении.
По данным на 15 марта, содержание нефтепродуктов в реке Шавка превысило предельно допустимые концентрации для водоемов рыбохозяйственного значения в девять- 19 раз. Специалисты управления и регионального управления Роспотребнадзора 19 марта возьмут новые пробы воды в реке Шавка. Результаты будут известны 21 марта.
Как сообщалось ранее, утечка дизельного топлива из трубопровода произошла 12 марта около н.п. Слободское Кстовского района Нижегородской области. Утечка повлекла загрязнение нефтепродуктами почв и участка реки Шавки, являющейся притоком Волги. Аварийный участок трубопровода, который располагается под землей, является собственностью ОАО "Средневолжский транснефтепродукт". Верхне-Волжским бассейновым водным управлением совместно с территориальными органами Росприроднадзора и других ведомств осуществляется контроль за ликвидацией аварии. Организован вывоз загрязненного нефтепродуктами льда и снега на очистные сооружения для утилизации.
Произошло загрязнение нефтепродуктами части берега и реки Шавка. Поскольку водозаборы в месте загрязнения реки Шавка отсутствуют, попадание нефтепродуктов в реку Волга удалось предотвратить.
Напомним, что Нижегородская природоохранная прокуратура Волжской межрегиональной природоохранной прокуратуры возбудила уголовное дело по факту утечки нефтепродуктов по ст.247 УК РФ.
Большая часть загрязненной нефтью площади реки Вах в Нижневартовском районе ХМАО очищена. Уже ликвидировано 99% загрязнения водного объекта. Об этом сообщает Нижневартовский межрайонный отдел Росприроднадзора ХМАО.
Площадь оставшегося загрязнения, а также предварительная сумма нанесенного окружающей среде ущерба будет установлена после облета места происшествия 16 октября, отметили в Росприроднадзоре.
Напомним, нефтяное пятно на реке было обнаружено инспекторами Росприроднадзора 13 октября. Общая площадь загрязнения водного объекта составила 4,5 км, по предварительной информации, в воду попало две тонны нефти. По факту загрязнения возбуждено административное производство.
Аварии на трубопроводах и промплощадках, размыв обваловок шламовых амбаров, распыление капельной нефти при сгорании попутного газа на факелах - все это приводит к загрязнению нефтяными углеродами водоемов, почв, к деградации древесности. Основными направлениями природоохранной деятельности предприятий являются: строительство природоохранных объектов, контроль за состоянием природной среды и производственных объектов, профилактика аварий на трубопроводах, мероприятия по охране, рациональному использованием и восстановлению земель, водных ресурсов, атмосферного воздуха, экологического обучение.
Организация и проведение всех природоохранных работ входят в обязанности отделов по охране окружающей среды предприятий - недропользователей. Сейчас положение меняется в лучшую сторону: становится правилом разработка годовых и перспективных планов и мероприятий, их согласование с комитетами.
Практически все добываемое в Ханты-Мансийском округе углеводородное сырье транспортируется по трубопроводам. По территории округа проходит целая сеть нефте- и газопроводов. Общая протяженность магистральных трубопроводов составляет 9 тысяч километров. Помимо магистральных трубопроводов на территории округа действуют внутри и межпромысловые трубопроводы. Общая протяженность магистральных и внутри промысловых трубопроводов составляет более 60 тысяч километров.
Негативное влияние трубопроводного транспорта на окружающую природную среду достаточно велико и многообразно. Наиболее существенный ущерб окружающей среде причиняется авариями на продуктопроводах. Особую опасность загрязнения окружающей природной среды представляют места пересечения трубопроводов с водными объектами.
При прокладке и реконструкции трубопроводов изменяются инженерно- геологические условия, усиливаются термокарстовые процессы, образуются просадки и провалы, активизируются процессы заболачивания. В результате уничтожения естественных мест обитания и нарушения путей миграций уменьшается численность и видовой состав животного мира.
Основной причиной аварий на трубопроводах является коррозия металла.
Коррозия металла нефтесборных коллекторов и водоводов, как правило, ручейковый или питтинговый характер и обусловлена агрессивными физико-химическими свойствами водной фазы добываемой из недр продукции.
Газотранспортная система России отличается беспрецедентной в мировой практике концентрацией энергетических трубопроводных мощностей. Многониточные газопроводы объединены в технические коридоры. От газовых месторождений северных районов Тюменской области действует уникальная газотранспортная система из 20 трубопроводов 1220-1420 мм, к которой вскоре присоединятся еще две магистрали диаметром 1420 мм СРТО-Торжок и СРТО-Черноземье, а потом и газопроводы Ямал-Европа. По техническим коридорам транспортируется до 250 млрд м 3 в год, а на отдельных участках суммарная производительность достигает 340 млрд м 3 в год.
Естественно, такая концентрация создает зону высокого риска. Но, пожалуй, наибольший риск представляют пересечения технических газовых коридоров с другими коридорами или трубопроводами другого назначения. К надежности и безопасности таких узлов предъявляются особые требования. Модель оценки риска на пересечениях должна учитывать возможность проявления при авариях «эффекта домино», выводящего из строя пересекающиеся нитки.
Самый чувствительный экологический урон приносят аварии на трубопроводах. При разрушении газопровода и мгновенном высвобождении энергии газа возникают механические повреждения природного ландшафта и рельефа, нарушение целостности почвенно-растительного покрова. Примерно половина аварий сопровождается возгоранием газа. Поэтому механическое и бризантное воздействие усугубляется тепловой радиацией. Радиус термического влияния определяет зону полного поражения окружающего растительного покрова в очаге отказа, имеется зона трансформации ландшафтов, буферная зона при механических повреждениях.
При авариях на газопроводах диаметром 1420 мм максимальный разброс отдельных кусков металла достигал 480 м, зона термического воздействия - 540 м. Потери газа при разрушении газопровода в среднем составляют около 5 млн м 3 .
На газопроводах в 1985-1986 гг. аварии составляли 0,41-0,44% на 1000 км в год, в последние годы 0,18-0,22. Наибольшее количество аварий связано с коррозией под напряжением. Так, в 2009 году аварии по этой причине составили 27% от всех аварий на газопроводах.
Как показывает практика, более 51 % общей длины трассы магистральных трубопроводов прокладывается по лесным массивам. Это обусловливает значительную вероятность возникновения лесных пожаров в результате аварий на газопроводах. На 25% общей длины магистральные газопроводы пересекают пашни и другие сельскохозяйственные угодья. Из-за аварий при термическом воздействии горящего газа происходит выгорание посевов на площадях в сотни гектаров и спекание грунта на глубину нескольких сантиметров.
При разрушении продуктопровода широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) в Башкирии территория поражения составила 2 км 2 .
Имели место аварии трубопроводов с каскадным развитием разрушения. В этом случае выходят из строя последовательно элемент за элементом, конструкция за конструкцией трубопровода. Такого ряда очень редкие аварии наносят наибольший экономический и экологический ущерб. Ярким примером каскадного разрушения трубопровода может служить авария на Южно-Солененском газоконденсатном месторождении в ноябре 1989 г.
Основным источником химического загрязнения атмосферы в трубопроводном транспорте являются компрессорные станции. При использовании для привода турбин природного газа, в результате его сгорания в атмосферу выбрасываются вредные вещества, в том числе окислы азота, окись углерода, окислы серы (в случае, если газ содержит соединения серы). Количество выбросов зависит от типа газотурбинных агрегатов. Их количество составляет около 0,5 млн т на 1 млрд м 3 товарной добычи газа. В 1996 г. они составили 2,5 млн т. Ставится задача за счет модернизации камер сгорания и замены устаревших газоперекачивающих агрегатов снизить содержание оксидов до 50 мг/нм 3 .
ВНИИприроды, изучая трансграничный перенос загрязнителей, установил, что оксиды в продуктах сгорания газа, рассеиваемые ветром с избыточной влагой воздуха, могут образовывать кислоты, которые, выпадая на землю, угнетают растительность, воздействуют на некоторые виды ценных рыб. В результате таких процессов, например, вокруг Норильска возник «лунный ландшафт».
Наибольшее шумовое загрязнение атмосферы происходит за счет работы ГПА и строительных механизмов. Уровни шума на КС значительно превышают действующие санитарные нормы, что создает неблагоприятные условия для обслуживающего персонала и обитания местных диких животных и птиц.
Из-за воздействия шумов животные и птицы вынуждены покидать привычные места ареалов обитания. Известны примеры, когда даже такие приспособленные к жизни в экстремальных условиях виды, как, например, волки, вынуждены откочевывать для вывода потомства на 100-300 км от КС или строящегося объекта.
Метан является парниковым газом и может внести при утечках из газотранспортных систем вклад в глобальное потепление. Один килограмм метана на временном горизонте в 20 лет эквивалентен потенциалу глобального потепления от 21 кг углекислого газа.
Существует расхожее мнение, что не следует заострять внимание на потерях метана в системах газовой промышленности, коль скоро безгранично много его отдают в атмосферу болота, угольные шахты. Из последних в России поступает в атмосферу более 12 млрд м 3 метана в год. Вероятно, значительно больше из болот. И все же, необходимо оценить влияние на климат утечек метана, в том числе из газотранспортных систем при авариях, через свищи и трещины, неплотность арматуры, сбросах при ремонте и переиспытаниях.
В среднем в расчете на один год учтенные потери газа от утечек через свищи и другие повреждения газопроводов как минимум в 1,5 раза выше, чем при аварийном разрыве труб.
Данные РАО «Газпром» подтверждают потери газа при средней дальности транспортировки 2500 км в 1,0% от общего объема перекачки.
Таким образом, газоплотность трубопроводных систем и при сдаче объектов, и еще больше в период эксплуатации является важнейшим фактором экологической дисциплины.
Наиболее тяжелые экологические последствия вызывают аварийные ситуации на нефтепроводах, хотя разрушающий эффект на них значительно меньший, чем на газопроводах. В этом случае доминирующую роль играет выход большого количества нефти при аварийном разливе. Физико-химическое воздействие продукта на почву и воду часто приводит к трудновосстанавливаемому или практически невосстанавливаемому режиму естественного самоочищения.
Разрушение трубопроводов по своему характеру вызывает техногенное воздействие, затрагивающее биохимические процессы, происходящие в атмосфере, в почве и водоемах. В период аварийных ситуаций концентрация нефти и нефтепродуктов в воде достигает 200-300 мг/л. Загрязнение рек и водоемов отрицательно сказывается на рыбных запасах регионов.
На нефтепроводе Харьяга-Усинск в Коминефть, или, точнее, на промысловом коллекторе длиной 148 км, начиная с 1994 года имели место разрушения с крупными потерями нефти, в основном по причине внутренней коррозии. О потерях при этих авариях до сих пор еще спорят. Истинные размеры разлива нефти оказались в «вилке» между завышенными оценками западных экспертов и мнением российских специалистов. Но и у последних очень разные результаты подсчетов: от 14 до 103 тыс. т. Словом здесь перемешалась политика, бизнес, техника и экология.
Так или иначе, это было большой экологической бедой с загрязнением значительной территории, попаданием нефти в реки Уса и Кольва.
Напомню, что такие аварии дорого стоят. Коминефть для ликвидации последствий разлива нефти получила кредит в 124 млн долларов. Разлив нефти при катастрофе с танкером Эксон Вольдерс обошелся компании «Эксон» более миллиарда долларов.
О масштабах потери нефти из коллектора Вазой-Уса можно судить по данным Коми-нефть о добыче 49 тыс.т нефти из шлама, образовавшегося в результате утечек. Предполагается добыть еще 40 тыс. т. Утечки нефти из трубопроводов на промплощадках в отдельных случаях приобретали катастрофический характер. Так, на территории Пермьнефтеоргсинтеза, Новокуйбышевского и Ангарского нефтеперерабатывающих заводов в результате потерь нефти и нефтепродуктов из трубопроводов и разлива при аварийных ситуациях образовались техногенные залежи, объем которых достигает 900 тыс.т нефтепродуктов. Из одной из них добывается 40-60 т бензина марки 50 в день.
Проведение выборочного ремонта на нефтепроводах по результатам внутритрубной диагностики позволило за период с 1993 г. по 1998 г. уменьшить количество аварий с 0,25 до 0,06 на 1000 км. Конечно, это очень обнадеживающий результат. Еще в 1977 году АК «Транснефть» предстояло вырезать 47 тысяч дефектов на магистральных нефтепроводах, в том числе и строительного происхождения.
Многие ремонты связаны со сливом нефти в амбары, т.е. связаны с нарушением экологии. Однако значительно большие потери нефти через свищи, трещины, неплотности арматуры, сбросы при ремонтах. По данным Европейской организации нефтяных компаний «Конкау» с 1971 по 1995 г. количество разливов (утечек) нефти на 1000 км уменьшилось с 1,4 до 0,4. Как видно, частота отказов (утечек) для хорошо обслуживаемых европейских нефтепроводов значительно большая, чем показатель аварий на российских нефтепроводах, но она и должна сопоставляться с зафиксированными утечками, а не с авариями. По утверждению экологов в условиях острого топливно-энергетического кризиса ежегодно теряется с учетом нефтяных газов в пересчете на нефтяной эквивалент примерно 16 млн т нефти.
К сожалению, до сих пор проектирование трубопроводных систем ведется без предварительной оценки и анализа риска их эксплуатации, т.е. уровня потенциальной опасности для окружающей среды. Задача теории риска - не только выявлять «слабые» звенья технологической цепи, но и прогнозировать развитие событий в случае возникновения аварий. Иначе говоря, речь идет о построении достоверных «сценариев» (т.е. логических схем) развития аварий, а также математическом описании и программном обеспечении сопутствующих физических процессов. Вся эта методология разработана ассоциацией «Высоконадежный трубопроводный транспорт», ВНИИГазом, Российским государственным университетом нефти и газа им. И. М. Губкина.
Серьезную опасность для трубопроводов представляют оползневые процессы, особенно часто наблюдаемые на береговых участках подводных переходов. Перемещение грунта, особенно если оно идет под углом к оси трубопровода, вызывает оползневое давление - пассивное давление в пределах высоты трубы. Следствием этого является изгиб трубопровода в плане, повреждение изоляции и при достижении предельных деформаций разрушение. Так на 9-ти ниточном переходе газопроводов через р. Каму, несмотря на то что крутой оползневый правый берег был существенно уположен в коридоре 600 м (крутизна склона составила 9-10°), в 1990 г. произошел разрыв трубопровода. В результате взрыва образовалась воронка диаметром 40 м. Выполненные дополнительные противооползневые мероприятия оказались недостаточными, и в 1995 г. в результате оползневой деформации произошел разрыв другой нитки газопровода.
По этому переходу Гипроречтранс сделал контрольные расчеты по программе Р изт и подтвердил его неблагополучие. Эта программа оказалась надежным средством оценки оползневой опасности. Ею следует пользоваться при проектировании и мониторинге, когда требуется оценить устойчивость склона, расположение, глубину и протяженность массива грунта, вовлекаемого в оползневой процесс, эффективность мероприятий по инженерной защите склона, выявить наиболее неблагополучные с точки зрения возможных деформаций участки трубопровода.
Оползневые участки - частое явление по трассам трубопроводов. Так, газопровод «Голубой поток» на протяженном участке пересечет оползневый район. Для снижения риска возникновения аварийных ситуаций, связанных с оползневыми процессами, необходимо ускорить выпуск обновленной нормативно-технической документации, регламентирующей современные правила проектирования и расчета сооружений на оползневых склонах.
Для трубопроводов окружающий мир - это грунтовый массив, это земля, живущая по своим законам, в том числе и по законам геодинамики. Но если доказано, что «тектонические стрессы», зарождающиеся в глубинах недр, находят отражение даже в атмосфере, трассируя «метеопятна», то нельзя пренебрегать возможностью влияния этих явлений на трубопроводы, как бы вросшие в земную поверхность.
Научно-исследовательский институт горной геомеханики и маркшейдерского дела попытался связать аварийные ситуации на трубопроводах с сейсмическими явлениями. Изучив природу 1021 отказа, Институт пришел к выводу что практически все разрушения на трубопроводах большой протяженности произошли в зонах возможного влияния тектонических разломов. Так интервалы времени между авариями подчинялись определенной периодичности, совпадающей с периодами сейсмической активности, установленной по материалам Таштагольской сейсмостанции.
Для более глубокого изучения и предотвращения аварий Институт предлагает провести геодинамическое районирование земной коры вдоль трасс действующих, строящихся и перспективных трубопроводов.
Отдельные районы Восточной Сибири, Прибайкалья и Дальнего Востока, где намечается большая программа строительства трубопроводов, сейсмически опасны. Здесь возможны землетрясения 6-10 баллов по шкале МЗК-64. Появление повреждений на трубопроводах обычно наблюдается при интенсивности около 7 баллов по шкале МЗК-64. Разрушения на старых поврежденных коррозией трубопроводах можно ожидать и при меньших по интенсивности сейсмических воздействиях.
Серьезным источником загрязнения окружающей среды являются процедуры очистки полости и испытания трубопроводовперед сдачей в эксплуатацию.
В зависимости от района строительства, сезонности работ, особенностей технологических операций сооружения газопровода его внутренняя полость может быть загрязнена грунтом, продуктами коррозии, сварочным гратом и огарками, водой, снегом, льдом и, наконец, случайно попавшими предметами.
Как показала практика, масса загрязнений в расчете на метр длины очищаемого газопровода диаметром 1420 мм составляет до 0,6 кг, а в отдельных случаях это количество увеличивается в 2-3 раза. Только продукты коррозии составляют 20 г/м 3 объема полости. При продувке участка в 30 км из такого трубопровода выносится до 50 т загрязнений, в том числе до полтонны продуктов коррозии. Выброс такого количества загрязнений через открытый конец газопровода приводит к загрязнению площади до 1000 м в длину и до 300 м в ширину.
При промывке газопроводов диаметром 1420 мм на участке протяженностью 30 км объем загрязненной воды составляет 55 тыс. м 3 . Сброс такого количества воды на рельеф чреват загрязнением и засолением грунта, размывом поверхности и растеплением вечномерзлых грунтов.
Такой неорганизованный сброс запрещен. Вода после промывки направляется в отстойники и после осветления опускается в водоемы. Однако в случае разрушения трубопровода при испытании неизбежен сброс большого объема воды в незапрограммированном месте с развитием эрозионных процессов.
Большой урон окружающей среде наносят сооружение и эксплуатация речных переходов. При строительстве подводных траншей загрязняется вода, происходит нарушение гидрологических условий территории при рытье траншей трубопроводов на водных переходах, нарушение нерестилищ рыб при дноуглубительных работах, подводного складирования грунта для обратной засыпки траншеи после укладки дюкера, заготовки песчано-гравийных смесей в руслах рек. В водотоки попадает растворенная целлюлоза из захороненных на трассе «древесных остатков», отходами древесины захламляются русла рек.
До сих пор в скальных грунтах выполняются буровзрывные работы. Все это резко отрицательно сказывается на ихтиофауне. При проектировании часто не прогнозируются техногенные деформации русел, особенно тундровых рек. С этим связаны многие негативные последствия, обусловленные русловыми процессами.
К зоне риска должно быть отнесено состояние отдельных речных переходов, главным образом, из-за обнажения в русловой части, ненадежного закрепления берегов в створе перехода, невозможности пропуска по отдельным ниткам внутритрубных диагностических снарядов. К тому же следует отметить, что из общей длины в 3500 км речных переходов 40% проложены более 20 лет назад. В годы трубопроводного «бума» ежегодно только в русловой части рек прокладывалось по 30 км дюкеров с переработкой до 15 млн м 3 донного грунта в год. На размытые (открытые) участки подводных трубопроводов действуют гидродинамические силы. Накопление усталостных повреждений может привести к выбросу максимальных динамических напряжений за допустимый уровень, возможен рост трещин до критических размеров и, как следствие, разрушение подводного трубопровода.
В самой технологии укладки дюкеров в траншею на дне водоемов таится много не предвиденных и осложняющих обстоятельств. Гораздо большая надежность и безопасность переходов может быть достигнута при использовании метода наклонно-направленного бурения. В этом случае трубопровод укладывается в скважину, проведенную в массиве ненарушенного грунта на большой глубине. Очевидно, что в этом случае просадки, размывы и всплытие подводного трубопровода, т.е. изменение его проектного положения, исключаются, не нарушается естественный ландшафт, не угнетается флора и фауна.
Главная задача проектировщиков, строителей и эксплуатационников - построить и эксплуатировать экологически безопасные трубопроводы, КС, НС, резервуарные парки и подземные хранилища, а техногенные воздействия, практически, не сказывались бы на окружающей среде, были бы скомпенсированы до нормального фонового состояния природы. Пока этого достигнуть не удается.
Контрольные вопросы:
1. Аварии на магистральных газопроводах.
2. Основной источник загрязнения атмосферы при транспорте нефти и газа.
3. Потери метана в системах газовой промышленности.
4. Аварии на магистральных нефтепроводах.
5. Оползневые процессы на трассах трубопроводов.
