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

-диагностика трубопроводов с последующей заменой аварийных участков;

- протекторная и электромеханическая защита трубопроводов. Следует отметить, что работы по замене аварийно-опасных участков

нефтепроводов в нефтедобывающих компаниях организованы и наращи­ваются в основном в последние годы, однако опережения старения труб до сих пор не достигнуто.

В настоящее время «Транснефть» не испытывает серьезной конкурен­ции. Единственный существующий в России негосударственный нефте­провод принадлежит КТК. Трубопровод протяженностью около 1700 км имеет максимальную расчетную мощность 67 млн тонн.

Специалистами ГУП «НТЦ «Промышленная безопасность», ОАО НИИК, МГУ, МИФИ, ВНИИГАЗ и др. был проведен анализ риска ава­рий ряда нефтепроводных систем (КТК, БТС, Ярославль-Кириши) [53]. Для количественной оценки риска линейной части магистрального неф­тепровода были использовано Методическое руководство по оценке сте­пени риска аварий на магистральных нефтепроводах (таблица 9).

Таблица 9 Количественная оценка риска аварий на нефтепроводных системах

Показатели	Линейная часть МН
	КТК-Р	БТС	Ярославль-Кириши
Частота аварий на трассе, 1/год	0,145	0,170	0,135
Удельная частота аварий на 1000 км трассы, 1/год	0,138	0,211	0,257
Средняя масса утечек нефти при аварии, тонн	680,7	426,6	419
Средняя масса потерь нефти при аварии, тонн	149,9	83,0	81,3
Удельные ожидаемые потери нефти на 1000 км трассы, тонн/год	21,2	17,8	20,9
Удельные ожидаемые средние по трассе потери нефти, т/год	22,2	14,3	11,0
Средний размер ущерба от аварии, руб.,	1 703 800	2 334 600	1 863 000
в том числе: средний размер взыскания за загрязнение окружающей среды	981 540	2 068 300	1 692 300
стоимость потерянной нефти	722 300	266 300	170 750
Интегральный ожидаемый ущерб по трассе, руб./год	262 100	421 000	279 700
Удельный ожидаемый ущерб на однокило­метровом участке трассы, руб./год	251	524	533
Средний балл однокилометрового участка трассы (обобщенный показатель риска)	1,57	2,39	2,91

61

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

При разливе и воспламенении нефти во время аварий на линейнойчасти этих нефтепроводов существует возможность причинения ущерба близлежащим населенным пунктам. Не исключены поражения людей на пересечениях трассы с транспортными магистралями вследствие пожа­ра-вспышки смеси паров нефти с воздухом.

3 июня 1989 года около деревни Улу-Теляк (Башкортостан) произо­шел разрыв трубы продуктопровода, и свыше 4 тыс. тонн углеводород­ной смеси заполнило долину вдоль полотна железной дороги Аша-Уфа. В момент встречи двух пассажирских поездов (Новосибирск - Адлер и Адлер - Новосибирск), в которых находилось 1284 пассажира и 86 членов поездных и локомотивных бригад, произошел взрыв углеводо-родно-воздушной смеси, эквивалентный взрыву 300 тонн тротила. Взры­вом были разрушены 37 вагонов и 2 электровоза, из которых 7 вагонов сгорели полностью, 26 выгорели изнутри. Ударной волной были ото­рваны и сброшены с путей 11 вагонов. Кратковременный подъем тем­пературы в районе взрыва достигал 900-1000°С. Погибло 575 человек, травмировано 623.

Судебное разбирательство продолжалось почти шесть лет. Продукто-провод «Западная Сибирь - Урал - Поволжье» протяженностью в 1800 км и диаметром 720 мм вошел в эксплуатацию с 1985 года. Еще при проек­тировании и строительстве выявлялись определенные недостатки, кото­рые не были должным образом учтены. За период эксплуатации до момента катастрофы по всей трассе продуктопровода было зафиксирова­но 69 отказов (64%) из-за коррозии, 10 (9,3%) из-за невыявленного заводского брака труб, 6 (5,5%) из-за строительных дефектов, 23 отказа (21,3%)- по другим причинам.

Экспертная комиссия обратила внимание на ряд серьезных упущений при строительстве и реконструкции нефтепровода: недостаточно обосно­ван выбор трассы, использована сталь неподходящих марок, электрохи­мическая защита включена только через 1-2 года. Судебная металловед­ческая экспертиза безоговорочно присоединилась ко всем выводам ко­миссии экспертов.

Данные по надежности промысловых трубопроводов можно просле­дить на основе анализа эксплуатации промысловых трубопроводов Вать-еганского месторождения НГДУ «Повхнефть» (ТПП «Когалымнефтегаз»), расположенного на территории ХМ АО [57].

На Ватьеганском месторождении по состоянию на 01.01.2001 года находилось в эксплуатации около 900 км трубопроводов различного назначения и диаметра. 30% из них составляли нефтесборные трубо­проводы; 9,9% - напорные нефтепроводы от дожимной насосной стан­ции (ДНС) до магистрального нефтепровода; 12,5% - внутриплощадоч-ные нефтепроводы; 43% и 4,6% - высоконапорные и низконапорные

62