Глава 1. Источники разливов нефти на суше и во внутренних водоемах России

Таблица 7Методы обнаружения утечек и мониторинга состояния нефтепровода

Методы обнаружения утечек и мониторинга	Размер утечки	Время	Располо­жение	Ложные сра­батывания
Системы обнаружения утечек, состоящие из всех систем, включенных в API 1155
Баланс массы	1%	1 час		5 в неделю
Анализ поддержания падения давления	1%	1 мин		10 в неделю
Акустические волны давления	—	1 мин	+/- 800 м	5 в неделю
Модель перехода в реальном времени	2-3%	30 мин	+/- 2 км	10 в неделю
Статистический анализ	менее 1%	1 час	+/- 300 м	< 1 в месяц
Методы внешнего мониторинга трубопровода (включая обнаружение разлива нефти)
Ручная ультразвуковая система	кг/сек	при исполь­зовании	+/- 1 м	нет
Мониторинг полосы отчуждения	от малого до среднего	на месте	+/- 1 м	нет
Спутниковое наблюдение	средний	при исполь­зовании	+/- 50 м	нет
Собаки	малый	на месте	+/- 1 м	возможны
Мониторинг поврежде­ний в реальном времени		в реальном времени	+/- 50 м	возможны
Трубки-воздушники и диффузионные шланги				нет
Труба-спутник		при исполь­зовании	+/- 1 м	возможны
Электрохимический чувствительный кабель		в реальном времени	5 м	возможны
LIDAR				нет
Металло-оксидный полупроводник				нет
Волоконно-оптическая система отраженного света		в реальном времени		возможны
Волоконно-оптическая акустическая система		в реальном времени	прибл. 5 м	нет

59

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

Таблица 8Время обнаружения утечек и остановки системы перекачки нефти

Вид работы	Отверстие 5 мм	Отверстие 50 мм	Разрыв трубы по окружности
Время на обнаружение и подтверждение утечки	48 часов	1 час	1 минута
Время на остановку насосов	2 минуты	2 минуты	2 минуты
Время на закрытие блокировочных клапанов на поврежденном участке	7 минут	7 минут	7 минут
Полное время (округленное) с обнаружения до остановки системы	48 часов	69 минут	10 минут

жат анализ информации о фактическом техническом состоянии нефтепровода, оценка степени опасности выявляемых дефектов, их ранжирование и устранение в первую очередь наиболее опасных;

• развитие информационных технологий комплексного анализа тех­ нического состояния магистральных нефтепроводов и их объектов на основе сопоставления данных внутритрубной инспекции, дан­ ных о состоянии электрохимической защиты от коррозии, данных о русловых процессах на подводных переходах, данных об отказах, авариях и ситуационных изменениях в зоне трассы трубопроводов;

• создание надежных машин и механизмов для выборочного и капи­ тального ремонтов магистральных нефтепроводов, позволяющих про­ изводить ремонт с заменой изоляции и устранением дефектов. В состав этих комплексов входят землеройная техника, подкапываю­ щие, очистные, праймирующие и изоляционные машины нового поколения;

• создание стационарных и мобильных рубежей задержания и улав­ ливания нефти на основе применения современных боновых за­ граждений и высокоэффективных систем сбора нефти с поверхнос­ ти воды в целях защиты водных объектов.

По данным АК «Транснефть» показатель аварийности на 2004 год удалось снизить в 7 раз по сравнению с 1999 годом - до 0,04 случая на 1 тыс. км, что соответствует мировому уровню.

В 1991 году приступил к работе созданный Компанией Центр техни­ческой диагностики «Диаскан». Внутритрубными инспекционными сна­рядами ЦТД «Диаскан» на сегодня обследовано более 40 тыс. км трубо­проводов. Причем данные внутритрубной инспекции используются не только для планирования, но и для анализа качества выполненных ре­монтных работ.

Основными мероприятиями по снижению аварийности являются:

• прокладка трубопроводов в антикоррозионном исполнении;

• применение ингибиторов коррозии;

60