1. Общие сведения о состоянии системы трубопроводов в РФ на 2008

год.

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.

Крупная авария произошла на 326 км магистрального нефтепровода Узень - Атырау - Самара на юго-западе Казахстана. Как сообщает ИТАР-ТАСС, на месте происшествия начаты аварийно-восстановительные работы. Между тем пока ничего неизвестно о масштабах и причине аварии, площади загрязнения нефтью и объеме рекультивационных работ. За последнюю неделю это уже второе крупное происшествие на нефтепроводах Казахстана. 29 января в результате разрыва металла из-за гидроудара на 156 км магистрального трубопровода Каламкас - Каражанбас - Актау на землю вылилось около 200 тонн нефти.

Поэтому полное устранение или существенное уменьшение интенсивности волновых и вибрационных процессов в трубопроводных системах позволяет не только в несколько раз уменьшить количество аварий с разрывами трубопроводов и выходом из строя трубопроводной арматуры и оборудования, повысить надежность их работы, но также значительно увеличить срок их эксплуатации.

В настоящее время для борьбы с пульсациями и колебаниями давления и расхода в трубопроводных системах используют воздушные колпаки, аккумуляторы давления, гасители различных типов, ресиверы, дроссельные шайбы, клапаны сброса и т.п. Они морально устарели, не соответствуют современному развитию науки и техники, малоэффективны, особенно в случае гидроударов и динамики переходных процессов, не отвечают требованиям экологической безопасности, о чем свидетельствует статистика аварийности. На данный момент в России существуют новые технологии, противоаварийной защиты трубопроводов, которые позволяют гасить все внутрисистемные возмущения: гидроудары, колебания давления и вибрации. Принципиально новым высокоэффективным энергонезависимым техническим средством гашения колебаний давления, вибрации и гидроударов - являются стабилизаторы давления (СД).

При этом неизбежно происходят потери нефти, среднестатистический уровень которых оценивается в 0,15-0,2 т/сут. на один порыв. Кроме того, в окружающую среду попадают высокоагрессивные смеси, нанося ей значительный ущерб.

Согласно Государственному докладу «О состоянии промышленной безопасности опасных производственных объектов, рационального использования и охраны недр РФ в 2006 г.» основными причинами аварий на магистральных трубопроводах в течение 2001 -2006 гг. стали:

внешние воздействия - 34,3 %, (их общего количества),

брак при строительстве - 23,2 %,

наружная коррозия - 22,5 %,

брак при изготовлении труб и оборудования на заводах - 14,1 %,

ошибочные действия персонала - 3 %.

Основная причина аварий на внутрипромысловых трубопроводах - разрывы труб, вызванные внутренней коррозией. Износ внутрипромысловых трубопроводов достигает 80%, поэтому частота их разрывов на два порядка выше, чем на магистральных, и составляет 1,5 - 2,0 разрыва на 1 км. Так, на территории Нижневартовского района Ханты-Мансийского АО с начала эксплуатации месторождений построено 21 093 км внутрипромысловых и магистральных нефтегазопроводов, большая часть из которых уже пришла в аварийное состояние, но продолжает эксплуатироваться.

Доминирующей причиной аварий на действующих газопроводах России является коррозия под напряжением. За период с 1991 г. по 2001 г. из общего числа аварий по причине стресс-коррозии было 22,5%. В 2000 г. на ее долю приходится уже 37,4% от всех аварий. К тому же расширяется география проявления коррозии под напряжением.

Основные фонды трубопроводного транспорта, как и вся техносфера стареют, магистрали деградируют с всевозрастающей скоростью. Неизбежно приближаются кризисные явления. Например, износ основных фондов газотранспортной системы ОАО «Газпром» составляет около 65%. Таким образом, продление срока безопасной службы трубопроводных систем является важнейшей задачей транспортников нефти и газа.

В настоящее время внутритрубное обследование проведено в отношении магистральных нефтепроводов, а также 65 тыс. км газопроводов из 153 тыс. км общей протяженности. При этом ремонтируется около 1,5% опасных дефектов от общего количества обнаруженных дефектов. По данным АК «Транснефть» плотность распределения дефектов коррозии составляет 14,6 деф./км. Скорость коррозии на значительной части - 0,2 - 0,5 мм/год, но имеет место и значительно большая скорость - от 0,8 до 1,16 мм/год.

Наиболее уязвимыми на сегодня являются магистральные газопроводы Северного коридора. Северный коридор представляет собой многониточную систему газопроводов, проложенных из районов северных месторождений (Уренгойское, Заполярное, Медвежье и др.) до границ Белоруссии с одной стороны и до границы с Финляндией - с другой. В том же коридоре проходит трасса строящегося магистрального газопровода Ямал - Европа. Общая протяженность действующих газопроводов Северного коридора в однониточном исчислении около 10 тыс. км. Суммарная производительность газопроводов в головной части составляет 150 млрд. м? газа в год. В районах прохождения газопровода Ухта - Торжок (1 - 4-я нитки) производительность газопровода составляет 80 млрд. м2 в год.

В последние годы выделяется высокая доля аварий именно этого участка магистральных трубопроводов по причине стресс-коррозии (71,0%). В 2003 г. 66,7% аварий также имели стресс-коррозионные характер. Возраст газопроводов, потерпевших стресс-коррозионные аварии, непрерывно растет. По коридорам Северного коридора за 2001 - 2003 гг. этот средний возраст составил 24,2 года, максимальный - 28 лет. Примерно 10 лет назад средний возраст газопроводов, потерпевших стресс-коррозионные аварии, составлял 13 - 15 лет.