библиотека нефтяника / Безопасность нефтепроводов / 1

1

СИСТЕМА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ И ПРОБЛЕМЫ БЕЗОПАСНОСТИ

Система магистральных нефтепроводов складывается на протяжении длительного времени, начиная с появления первых предприятий по переработке нефти. Она не является завершенным объектом, а находится в состоянии постоянного изменения и развития. В системе магистральных нефтепроводов получила отражение практически вся история промышленного развития страны. Поэтому безопасность системы магистральных нефтепроводов во многом определяется и объясняется историей развития нефтяной промышленности. Объекты, построенные много лет назад и вобравшие в себя особенности технического уровня развития того времени, до сих пор находятся в эксплуатации. Технические несовершенства в период строительства дают о себе знать и создают и будут создавать определенную напряженность, пока эти объекты находятся в эксплуатации. Поэтому, чтобы лучше понять проблемы промышленной безопасности системы магистральных нефтепроводов, этот вопрос следует рассматривать параллельно с историей ее создания и развития в целом.

Технический прогресс до недавнего времени считался предметом гордости государства и народа. Уровень развития страны и цивилизации в целом измерялся объемами валового дохода, тоннами добытой нефти и газа, гектарами осушенных болот, вспаханной целины, вырубленных лесов, количеством автомобилей на душу населения и т.д. Добыча нефти и трубопроводный транспорт при этом являлись одними из мощных инструментов технического прогресса.

В последнее время иногда появляется мысль, что технический прогресс не всегда хорош, так как вслед за ним приходят другие явления: всевозможные катастрофы, связанные с разрушением техники, дефицит чистого воздуха и воды, ра-

7

диоактивные и кислотные осадки, новые болезни. Даже прослеживают параллель между частотой техногенных катастроф и природными катаклизмами (землетрясения, ураганы, наводнения и т.д.). Нефтепроводный транспорт здесь также участвует в виде аварий и катастроф.

Конечно, нельзя остановить технический прогресс, даже если он не совсем совершенен. Развитие всегда происходит сложно, через почти стихийную мысль, опыт, ошибки, исправления дорогой ценой. Но в последние годы постепенно приходит понимание того, что главным все же должна быть безопасность технических объектов на всех этапах их существования – при производстве, хранении, эксплуатации, утилизации. Это относится также и к системе магистральных нефтепроводов страны.

Проблемы безопасности при обращении с нефтью имеют особое место. Они связаны со следующими свойствами нефти:

нефть является горючим продуктом, и поэтому всегда существует пожароопасность;

в состав нефти входят много фракций и различных примесей, некоторые из которых легко испаряются и поэтому нефть имеет характерный неприятный запах;

при определенной концентрации пары нефти возгораются (или взрываются) от искры;

пары нефти оказывают отравляющее воздействие на людей и животных;

при попадании нефти на землю почва на несколько лет теряет свои плодородные свойства;

при попадании на воду появляется нефтяная пленка, непроницаемая для воздуха; при этом вода обедняется кислородом, а это губительно для животного и растительного подводного мира.

С увеличением объемов добычи нефти степень опасности многократно возрастает. Одно дело, когда нефть хранили или перевозили в бурдюках или деревянных бочках, и совсем другое дело, когда нефть хранят в современных резервуарах объемом до 50 000 м3 и транспортируют по трубопроводам диаметром 1200 мм под давлением 40 атмосфер на расстояния в несколько тысяч километров. Последствия от аварий также бывают несопоставимы. Достаточно вспомнить катастрофу на продуктопроводе при перекачке широких фракций легких углеводородов (ШФЛУ) в 1989 г. на участке Аша – Улу-Теляк, в которой пострадали около 1200 человек (573 убиты и 620 ранены). Это была самая тяжелая катастрофа в истории развития нефтепроводного транспорта.

8

Известны случаи, когда почти вся ремонтная колонна попадала в зону сплошного огня из-за разрыва нефтепровода и возгорания нефти в процессе капитального ремонта без остановки перекачки нефти.

В 2000 г. возник пожар на нефтебазе в Самаре, из-за самовозгорания нефти в одном из стальных резервуаров. Затем огонь распространился на соседние резервуары. Огонь бушевал несколько дней.

Проблемы безопасности появлялись и решались вместе с развитием нефтяной промышленности и трубопроводного транспорта. Первые шаги в этом направлении были сделаны при освоении нефтяных районов Баку в 60-е годы XIX века. Тогда в этих районах начиналась добыча нефти с помощью буровых скважин. Баку захлестнул нефтяной бум. Бакинские районы Балаханы, Сабучаны, Раманы собирали тысячи людей, пытающихся разбогатеть на добыче и переработке нефти. Наиболее известным районом нефтедобычи считался Шайтан-базар, где на территории около 150 десятин было заложено 120 скважин и работало 110 фирм. Все там было цвета нефти, даже птицы. Хаос в освоении, огромное количество людей, грязь, пыль – похоже на ад. Известный в то время промышленник В.И. Рогозин, касаясь бакинских промыслов, отмечал, что все там происходило «без счета и расчета». В 1873 г. в Балаханах был получен первый мощный фонтан с глубины 29 м, который залил всю окрестность, образовав на периферии участка несколько нефтяных озер.

Одновременно с добычей нефти строились нефтеперегонные заводы по выработке керосина. В 1869 г. в Баку таких заводов уже насчитывалось 23, и еще два были в Сураханах. Кроме нефтеперегонных заводов, было много нефтеперегонных установок, размещенных в жилых домах. Постоянные пожары, загрязнение жилых кварталов копотью и сажей заставили местные власти сосредоточить переработку нефти на удалении от города в так называемом Черном городе. Это было, пожалуй, одной из первых акций по охране окружающей среды и обеспечению безопасности населенных районов.

Обостряется проблема доставки нефти от промыслов к заводам Черного города. Доставляли нефть в бочках и бурдюках на арбах. Более 10 000 возчиков было занято доставкой. В 70-х годах бурдюки были вытеснены деревянными бочками на 20–25 пудов (300–400 кг). Это были прообразы современных цистерн. Доставка нефти на место переработки была на порядок дороже, чем добыча нефти на месторождении. Еще в 1863 г. Д.И. Менделеев при посещении Баку рекомен-

9

довал построить трубопровод для перекачки нефти с промыслов на завод, что, по его мнению, позволило бы сократить затраты на перевозку. Его предложение было принято лишь 15 лет спустя компанией «Братья Нобель», наиболее активно работавшей в то время на нефтяном рынке Баку. Это был первый нефтепровод в России.

К концу XIX века общая протяженность трубопроводов из районов Баку составляет 230 км, а ежегодный объем перекачки – 1 млн т. Все нефтепроводы были совершенно герметичны и прослужили до 1918 г. Стоимость доставки нефти по этим трубопроводам снизился в 10 раз по сравнению с гужевым транспортом, существовавшим до этого.

С тех пор и до настоящего времени основными видами транспорта нефти являются железнодорожный (в цистернах), водный (в танкерах), трубопроводный. Сегодня водный транспорт используют в основном только при морских перевозках.

Трубопроводный транспорт нефти по сравнению с железнодорожным имеет ряд положительных технико-эконо- мических особенностей:

прокладка трубопровода возможна практически во всех районах страны, в любых направлениях и любых инженерногеологических, топографических и климатических условиях; трасса трубопровода между начальным и конечным пунктами может быть проложена по более короткому пути, чем

железная дорога; переходы трубопроводов через многочисленные водные

преграды строятся проще, быстрее и стоят дешевле, чем железнодорожные мосты;

трубопроводы сооружают в сравнительно короткие сроки, и они обеспечивают быстрое освоение нефтяных районов и мощностей нефтеперерабатывающих заводов независимо от их местоположения;

работа магистральных трубопроводов непрерывна, планомерна в течение года, месяца, суток и не зависит от климатических, географических и иных условий;

трубопроводный транспорт имеет широкие возможности взаимодействовать со всеми другими видами транспорта по совместной доставке нефти и нефтепродуктов на место назначения;

себестоимость транспортировки нефти и нефтепродуктов по магистральному трубопроводу ниже за счет использования современных методов управления процессом перекачки: автоматизации и телемеханизации, оптимизации режимов пе-

10

рекачки с точки зрения снижения потерь электроэнергии и перекачиваемого продукта, за счет меньшей численности обслуживающего персонала.

Безопасность нефтепроводов во многом зависит от принятых технических решений, которые в свою очередь определяются экономическим положением страны. В связи с этим следует перечислить основные этапы послереволюционного развития нефтепроводного транспорта страны, не останавливаясь на подробностях.

Довоенный период. Восстановление разрушенных гражданской войной трубопроводов и строительство трубопроводов на Кавказе и до Орска. Общая протяженность 4,1 тыс. км, диаметр до 300 мм.

От ечест венная война. Строительство подводного трубопровода под озером Ладога длиной 20 км во время блокады Ленинграда. Строительство трубопровода Оха – Софийское для перекачки нефти от острова Сахалин на материк, протяженность 618 км.

50-е и 60-е годы. Интенсивная добыча нефти в ВолгоУральском регионе (Второе Баку). Строительство трубопроводов Туймазы – Уфа-II, III; Бавлы – Куйбышев-I, II; Туймазы –Омск; Ромашкино – Куйбышев; Шкапово – Ишимбай; Куйбышев – Саратов; Субханкулово – Азнакаево – Альметьевск; Муханово – Куйбышев; Омск – Татарск; Ишимбай – Орск; Зональное – Сызрань и др.

60-е годы. Создание системы транзитных нефтепроводов больших диаметров (до 1200 мм) и значительной протяженности. Строительство трубопроводов «Дружба», протяженность 4667 км; Усть-Балык – Омск; Александровское – АнжероСудженск; Туймазы – Омск-II, III; Горький – Рязань; Калтасы – Языково – Ишимбай; Альметьевск – Куйбышев-I, II; Альметьевск – Горький-II, III; Тихорецк – Туапсе; Малгобек – Тихорецкая; Ярославль – Кириши; Узень – Гурьев и др. Возникают проблемы капитального ремонта трубопроводов и замены изоляции. Для решения этих проблем в 1959 г. в Уфе создается специализированный институт НИИтранснефть (затем ВНИИСПТнефть, в настоящее время ИПТЭР – Институт проблем транспорта энергоресурсов).

70-е годы. Строительство высокими темпами сверхдальних транзитных нефтепроводов диаметрами 1000–1200 мм: УстьБалык – Курган – Уфа – Альметьевск; Анжеро – Судженск – Иркутск; Нижневартовск – Курган – Куйбышев; «Дружба-II»; Мичуринск – Кременчуг; Куйбышев – Тихорецк – Новороссийск; Лисичанск – Тихорецк; Гурьев –

11

Куйбышев и др. Переоборудование трубопроводов Туймазы – Омск и Анжеро-Судженск для транспортировки запад- но-сибирских нефтей в Башкирию и Поволжье. Формирование Главного управления по транспортировке и поставке нефти (Главтранснефть, в дальнейшем ОАО «АК «Транснефть»).

80-е годы. Сооружение северных трансконтинентальных трубопроводов Сургут – Полоцк и Холмогоры – Клин. Замыкание сети магистральных нефтепроводов страны в единую систему. Расширение сети локальных нефтепроводов из районов добычи Узень – Гурьев – Куйбышев; Ухта – Ярославль; Уса – Ухта. Строительство нефтепроводов в районы переработки Омск – Павлодар; Павлодар – Чимкент; Полоцк – Мажейкяй. Прокладка нового кольцующего направления Тенгиз – Гурьев – Грозный.

В 1990 г. в СССР протяженность магистральных нефтепроводов составляет 64 тыс. км (сюда не входят магистральные продуктопроводы), число нефтеперекачивающих станций 572, объем резервуарных парков 17,1 млн м3. Общий объем добычи нефти в СССР составляет 523,6 млн т. Это время наибольших показателей добычи и транспорта нефти.

90-е годы характеризуются кризисными явлениями: распад

СССР, перестройка экономики, падение добычи нефти, неустойчивость финансовой системы. Строительство новых трубопроводов практически останавливается. Основное внимание уделяется сохранению системы нефтепроводов, обеспечению надежности и безопасности. Создаются Центр технической диагностики «Диаскан» в Луховицах и его филиал в Уфе.

В 1991 г. с распадом СССР трансформируется управление системой магистральных нефтепроводов, хотя сама система продолжает функционировать некоторое время по-прежнему. На базе Главтранснефти образовывается АК «Транснефть». В ее управление переходят 48,5 тыс. км магистральных нефтепроводов, 403 нефтеперекачивающие станции, 905 резервуаров объемом 13,5 млн м3. Объем добычи нефти в России составляет 450,2 млн т.

Нефтепроводная система продолжает развиваться и в настоящее время. Направления развития в первую очередь связаны со следующими работами:

строительство северного маршрута транспорта азербайджанской нефти в обход территории Чеченской республики, обеспечивающего выход на черноморские терминалы;

строительство и реконструкция трубопроводов Каспийского трубопроводного консорциума, обеспечивающих транзит

12

северокаспийской нефти (Тенгиз) на черноморские терминалы;

строительство Балтийской трубопроводной системы, обеспечивающей транспортировку нефти по новому экспортному направлению через терминалы на российском побережье Балтийского моря;

строительство нефтепровода в обход территории Украины (Суходольная – Родионовская);

расширение и реконструкция нефтепровода Атырау – Самара, позволяющего увеличить транзит казахстанской нефти на экспорт через нефтепровод «Дружба» и терминалы на Черном и Балтийском морях;

расширение нефтепровода Тихорецк – Новороссийск; развитие центрально-европейского направления по «северному» и «южному» направлениям с использованием неф-

тепроводов «Дружба» и «Адрия»; проектирование и строительство системы транспортиров-

ки российской нефти в Китай.

В настоящее время система нефтепроводного транспорта страны адаптирована к новой экономической ситуации и является одной из главных элементов экономики России. Она условно разделена на регионы по территориальному принципу, которые управляются акционерными обществами открытого типа. Наиболее крупным и старейшим из таких организаций является ОАО «Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы» (ОАО «Уралсибнефтепровод»), которое в настоящее время эксплуатирует более 6 тыс. км магистральных нефтепроводов диаметрами от 300 до 1220 мм. Срок службы нефтепроводов от 20 до 50 лет. Кроме линейной части в эксплуатации находятся 26 нефтеперекачивающих станций с 62 магистральными насосами и резервуарные парки суммарным объемом более 500 тыс. м3 (цифры постоянно меняются).

Основные направления деятельности – транспортировка нефти по системе магистральных нефтепроводов по территории Башкортостана, Челябинской, Курганской, СевероКазахстанской, Оренбургской, запада Омской, юга Пермской областей, хранение нефти в резервуарах с контролем качества и количества принимаемого и откачиваемого сырья, оказание организациям услуг, связанных с хранением, транспортировкой и поставкой нефти. Для осуществления этой деятельности имеется шесть филиалов – районных нефтепроводных управлений (РНУ), которые проводят прием, перекачку и сдачу нефти грузополучателям. Они также занимаются эксплуатацией и ремонтно-техническим обслуживанием, ава-

13

рийно-восстановительными работами, реконструкцией, техническим перевооружением, капитальным ремонтом и другими работами на нефтепроводах и их объектах.

Ремонтные и строительные работы осуществляют в основном ремонтно-строительные управления и участки, входящие в состав РНУ.

Для выполнения специальных работ при обслуживании нефтепроводов и аварийно-восстановительных работ при акционерном обществе имеется специализированное управление по предупреждению и ликвидации аварий (СУПЛАВ), оснащенное общестроительной и специальной техникой.

Таким образом, ОАО «Уралсибнефтепровод», объединяющее магистральные нефтепроводы Урало-Сибирского региона, является структурной единицей системы магистральных нефтепроводов России, хорошо оснащенной современной техникой, специалистами, технологиями.

В России имеется 10 акционерных обществ, подобных ОАО «Уралсибнефтепровод» (табл. 1.1). Все акционерные общества являются дочерними предприятиями ОАО «АК «Транснефть», которое занимается координацией функционирования всей системы магистральных нефтепроводов России, осуществлением единой научно-технической, инвестиционной и финансовой политики в области нефтепроводного транспорта страны.

В настоящее время через магистральные нефтепроводы транспортируется потребителям более 99,5 % добываемой на территории России нефти, что составляет порядка 300 млн т в год.

Таблица 1.1

Основные структурные единицы системы магистральных нефтепроводов России

Высокий удельный вес трубопроводного транспорта нефти в общем объеме ее грузооборота объясняется не только наличием широкой, повсеместно проложенной сети магистральных нефтепроводов, но и технико-экономическими преимуществами этой системы, основными из которых являются более низкая себестоимость и более высокое качество транспортировки (быстрота, регулярность, сравнительно низкие потери).

Сеть магистральных нефтепроводов России схематично показана на рис. 1.1.

Система магистральных нефтепроводов России является постоянно совершенствующейся динамичной системой. Главная причина динамизма системы состоит в том, что одни месторождения нефти со временем истощаются, а другие открываются и обустраиваются. Система магистральных нефтепроводов сформировалась в период, когда в стране ежегодно добывалось порядка 450–500 млн т нефти, а в перспективе планировалось довести добычу до 600 млн т нефти в год. В настоящее время объемы нефти, перекачиваемые по системе, фактически в 2 раза ниже того уровня, на который система создавалась.

Магистральные нефтепроводы делятся на транзитные и внутрирегиональные. Загрузка их неравномерна. Концентрация потоков из Западной Сибири обусловливает значительно большую загрузку транзитных нефтепроводов по сравнению с внутрирегиональными. Несмотря на общее снижение объемов добычи нефти, имеются трубопроводы, по которым загрузка стабильно высокая (трубопроводы, по которым осуществляются экспортные поставки нефти).

Общая протяженность магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» составляет 48,5 тыс. км. Перекачку обеспечивают 403 нефтеперекачивающие станции. Резервуарный парк состоит из 905 резервуаров с общим объемом 13,5 млн м3 по строительному номиналу. Объем добычи нефти составляет 300 млн т. Из них половина объема направляется на нефтеперерабатывающие заводы России, 30 млн т – в ближнее зарубежье, 120 млн т – в дальнее зарубежье.

Распределение магистральных нефтепроводов по диаметрам можно оценить по табл. 1.2. Основная часть приходится на диаметры 530, 720, 820, 1020, 1220 мм (в сумме

91,7 %).

Распределение основных элементов системы магистральных нефтепроводов по годам ввода в эксплуатацию показано

15