МЕТОДЫ ЛИКВИДАЦИИ НЕФТЯНЫХ ЗАГРЯЗНЕНИЙ С ВОДНОЙ ПОВЕРХНОСТИ И ГРУНТА

НЕФТЕЗАГРЯЗНЕНИЯ: ДИАГНОСТИКА И ОБНАРУЖЕНИЕ.

Оценка проблемы

В последнее время в связи с резким ухудшением экологической обстановки на всей Земле решение проблем защиты растительного и животного мира от техногенного воздействия становится настоя­тельной необходимостью. Немаловажной составляющей этой боль­шой проблемы является ликвидация последствий разливов нефти в результате аварийных ситуаций различного масштаба и попада­ния нефти и нефтепродуктов в водную среду. Расчеты, выполненные в 1974 году показали, что в начале 70-х годов в Мировой океан по различным причинам ежегодно поступало до 10 -12 млн. тонн неф­ти. По оценке Национальной академии наук США в конце 70-х годов (по данным 1980 г.) ежегодно в Мировой океан и моря по­падало от 1,7 до 8,8 млн. тонн нефти, наиболее вероятной цифрой является 3,2 млн. тонн углеводородов нефтяного происхождения. По данным ООН ежегодное поступление нефти в моря и океаны оценивается в 6... 7 млн. тонн, а по мнению авторов — в 10 млн. тонн нефтепродуктов.

Хотя приведенные цифры несколько отличаются по своим абсо­лютным значениям, все же потери углеводородного сырья являются величиной одного порядка и исчисляются миллионами тонн.

В России потери нефти в результате нарушения целостности ма­гистральных и внутрипромысловых трубопроводов достигают огром­ных величин и колеблются, по оценкам разных исследователей, в довольно широком диапазоне. Так, исследования, проведенные И. И. Мазуром, показывают, что потери нефти в результате аварий­ных проливов составляют около 3% от годовой добычи нефти или примерно 9 млн. тонн в год. В еще большую величину оценивает потери нефти В. Ж. Арене, которые, по его мнению, дости­гают порядка 25 млн. тонн в год, хотя по официальным ис­точникам они составляют всего 4,8 млн. тонн. С.Островский, ссылаясь на данные Международного социально-экологического со­юза, считает, что потери нефти составляют около 4,5 млн. тонн в год.

Основные потери нефти в РФ наблюдаются в системе трубопро­водного транспорта. При транспортировке нефти по внутрипромысловым и магистральным продуктопроводам на всей территории Рос­сии ежегодно отмечается около 40 тыс. аварий, из которых до 40 ава­рий — крупные. Согласно статистическим данным отказов, происхо­дящих на эксплуатируемых нефтепроводах, отмечается, что из всей совокупности отказов около 18% приходится на отказы со значительным экологическим ущербом. При этом среднегодовой ущерб на один отказ магистрального нефтепровода составляет: загрязнение нефтью востребованных сельскохозяйственных земель — 4 га; попа­дание нефти в водоемы, имеющие промысловое значение, — 350 м³.

Магистральные нефтепроводы представляют собой геотехниче­ские сооружения значительной линейной протяженности с высоким уровнем энергонапряженности эксплуатируемых объектов, пожароопасностью транспортируемых продуктов, разнохарактерностью природных ландшафтов, геолого-минералогическими и другими фак­торами. В связи с этим и со значительным объемом транспортируе­мой нефти каждая авария в этой системе выливается в экологическую катастрофу регионального значения. Наиболее серьезные аварии про­изошли: в апреле 1992 году — авария магистрального коллектора Харьягинского месторождения (вылилось 20 тыс. тонн); летом 1994 го­да—в Усинском районе Республики Коми на участке “Возей — Го­ловные сооружения” (по разным оценкам, от 100 до 200 тыс. тонн нефти); в 1995 году — на магистральном нефтепроводе Туймазы-Омск-Новосибирск с попаданием нефтепродуктов в р. Белая (око­ло 460 т); на насосной — нефтепровода Самара-Лисичанск (>2000 т). В июне 1996 года около 400 т нефти вылилось в озеро Оленье вблизи г. Североморска Мурманской области в результате порыва нефтепро­вода, поверхность озера оказалась покрыта пленкой нефти толщиной 10 мм на площади более 16 тыс. м². В 1996 году из нефтепродуктопровода Туймазы-Омск-Новосибирск в р. Белая попало 1000 тонн нефти, причем 10-15% нефти успело образовать трудноудаляемые квазиколлоиды с водой [11]. В 1996 году из нефтепровода Тихорецк-Лисичанск в р. Крепкая и на поверхность рельефа местности вылилось более 2000 т нефти.

трубопроводов низкого и высокого давления. В 2001 году на внутрипро-мысловых трубопроводах произошло 42 тыс. аварийных разгермети­заций. Динамика аварийности показывает, что с 1999 года произошла ее стабилизация на уровне 40 ... 43 тыс. случаев в год. Основ­ные причины аварийности внутрипромысловых трубопроводов отра­жены на рис. 1.2.

Следует учитывать, что проблема сбора разлитой нефти явля­ется не только важным социальным аспектом охраны окружающей среды, но и одним из существенных резервов для восполнения энер­гетических ресурсов.

Какими бы серьезными экологическими катастрофами ни были вышеупомянутые аварии в системе трубопроводного транспорта, они все же являются единичными случаями, хотя и весьма показательны­ми, поскольку нормальная и стабильная работа предприятия как раз и характеризуется этими случайными “узкими местами”.

Надежная работа трубопроводов характеризуется аварийностью. В 1970 году на 1000 км магистральных нефтепроводов приходилось в среднем 3,87 аварий в год, а к периоду 1990—1995 гг. эта величина снизилась до 0,21... 0,25 аварий. В 1993 году аварийность на­ходилась на уровне 0,24, а в 1995 году — 0,3 аварии на 1000 км (Г. Шмаль, 1996). В 1999 году показатель аварийности нефтепрово­дов, по данным Управления экологии Минтопэнерго РФ, составил всего 0,06 аварии на 1000 км [236]. По сведениям весьма компетент­ных организаций “CONCAWE” и “EGIG”, аварийность на нефтепро­водах в странах Западной Европы в течение периода 1984—1990 гг. составила 0,8 на 1000 км в год, в США — 0,6... 0,8, в странах СНГ — 0,33 на 1000 км в год (Г. Шмаль, 1996). Приведенные данные свиде­тельствуют о более низких показателях аварийности магистральных трубопроводов в России по сравнению с аналогичными показателями в западных странах.

Методы обнаружения нефтезагрязнений на водной поверхности

При решении вопросов, связанных с экологической безопас­ностью промысловых объектов нефтегазодобывающих предприятий первоочередная задача заключается в предупреждении и своевре­менном обнаружении загрязнения окружающей природной среды в результате несанкционированных сбросов и аварийных разливов нефти. Реализация этих задач может быть осуществлена путем регу­лярного аэрокосмического зондирования и диагностического обсле­дования наиболее опасных технических объектов, своевременного осуществления предупредительных и ремонтно-восстановительных работ, экологического состояния природных объектов в зоне деятель­ности нефтегазодобывающих предприятий.

Аэрокосмическое зондирование включает комплекс дистанци­онных методов исследования, используемых в инженерно-экологи­ческих изысканиях, сочетающий многозональную и спектрозональную аэрофотосъемку с материалами космических фото, сканерной, телевизионной, радиолокационной, инфракрасной и других видов съемок, осуществляемых с искусственных спутников Земли, орби­тальных станций и пилотируемых космических кораблей. В практи­ке инженерно-экологических изысканий наиболее широко использу­ют фото- и сканерные съемки. Остальные виды съемок рассматри­вают как вспомогательные для решения узкого круга специальных задач.

Диагностику технического состояния нефтепромысловых объ­ектов, ввиду ее достаточной сложности и трудоемкости, выполняют, как правило, специализированные предприятия.

Нефтегазодобывающие предприятия с целью своевременного обнаружения утечек и разливов нефти осуществляют периодический осмотр наиболее опасных объектов. Наряду с этим практически по­всеместно на опасных объектах, связанных с добычей, перекачкой, хранением и переработкой нефти и нефтепродуктов, внедряются си­стемы параметрической диагностики, которые обеспечивают посто­янный контроль за надежностью производственных объектов непре­рывно в течение всего периода их активной эксплуатации и дискретно позволяют определять возможное место аварийной ситуации.

Для очистки поверхности водоемов от нефтепродуктов необхо­димо своевременное обнаружение их загрязненных участков. С этой целью используют оперативные дистанционные методы индикации пленочных нефтепродуктов в природных водах (фотографический, визуального контроля и аэросъемки, пассивный, активный, радиоак­тивный, радиолокационный), основанные на контрасте электромаг­нитных свойств пленки нефти и чистой воды. Необходимо отметить, что дистанционный контроль на современном уровне предназначен только для обнаружения загрязнения воды пленочными нефтепро­дуктами. Новые, более совершенные методы индикации осуществля­ют на основе комплексных исследований, включающих контактные и дистанционные методы контроля.

В настоящее время предложен ряд дистанционных методов кон­троля, базирующихся на различии оптических, тепловых и радио­активных свойств воды, загрязненной нефтепродуктами, и чистой воды.

При разливах нефти поверхностные слои нарушают термодина­мическое равновесие, что приводит к образованию температурной аномалии, температурного контраста между чистой водой и водой, загрязненной нефтепродуктами. Возникновение аномалии чаще все­го обусловлено:

—уменьшением скорости испарения с поверхности воды из-за по­давления нефтяной пленкой высокочастотных водяных волн;

—снижением излучательной способности из-за более высокого ко­эффициента отражения нефтепродуктов;

—более низкой теплопроводностью нефти и нефтепродуктов (в 3-6 раз) и их теплоемкостью (в 0,5- 2,5 раза) по срав­нению с чистой водой.

Оптические свойства воды также существенно отличаются от свойств вод, загрязненных нефтепродуктами. В инфракрасной об­ласти коэффициент преломления нефти больше, чем чистой воды. Это приводит к более высоким коэффициентам отражения солнеч­ной радиации нефтяных пленок. Существенно различаются также и поляризационные характеристики.

Естественная радиоактивность нефти обусловлена в основном гамма-излучением урана и радия и значительно выше естественной радиоактивности морской воды. Это создает предпосылки для выяв­ления в некоторых случаях нефтяных загрязнений регистрацией их собственного гамма-излучения.

Дистанционные методы обнаружения нефтяных загрязнений можно подразделить на пассивные и активные. Пассивные методы основаны на регистрации теплового излучения (ПК и СВЧ) и есте­ственного гамма-излучения. При использовании активных методов исследуемую водную поверхность облучают источником излучения

определенного спектрального состава с регистрацией излучения или флюоресценции.

Наиболее простым, доступным и дешевым методом контро­ля состояния водной поверхности до настоящего времени оста­ется визуальный. Толщина пленки и объем разлившейся нефти могут быть установлены по внешнему виду самой пленки на вод­ной поверхности, поскольку между ними существует прямая зависи­мость. Влияние объема разлитой нефти на толщину пленки приведе­но в таблице.

Для обнаружения утечек нефти в воду используют плаваю­щие конструкции, в частности постоянно сканирующие устройства и буи. Оборудование такого типа значительно дешевле, чем ди­станционное, поэтому его широко используют во многих районах мира.

В Канаде в семидесятые годы разработан плавучий портативный буй, снабженный электронным устройством, позволяющим отслежи­вать движение нефти, попавшей на поверхность воды. Благодаря это­му сигналы от плывущего вместе с нефтью буя поступают и фиксируют на берегу

приемным устройством. Особенно это облегчает работу ночью и в плохую погоду.

В мае 1992 года в Гамбурге (Германия) проходил семинар, на ко­тором были обсуждены вопросы борьбы с загрязнением окружающей среды. На нем, в частности, отмечено, что уже с 1986 года в районах Северного и Балтийского морей непрерывно проводят наблюдения с самолетов за загрязнениями моря нефтью с целью определения типа и толщины образовавшейся на воде нефтяной пленки.

В 1991 году в России была завершена разработка комплекса обо­рудования для оперативного контроля состояния водной поверхно­сти. В качестве составляющих в комплекс вошли: бортовой радар бокового обзора для обнаружения сгустков нефти на большом рас­стоянии; сканнер (УФ/ИК) для составления карты толщин нефтяной пленки; лазерный флуородатчик для анализа верхних слоев морской воды, который создает базу для классификации типов нефти мето­дом флуоресцентной спектроскопии; микроволновый радиометр для количественного определения толщины и объема нефтяных слоев. Оценка полученных сведений может быть произведена непосред­ственно во время полета с немедленной передачей данных заинте­ресованным организациям.

В настоящее время промышленностью разработан и предложен целый ряд приборов, предназначенных для постоянного и периоди­ческого контроля за появлением на поверхности воды и грунта неф­ти и нефтепродуктов. Данные приборы могут быть использованы как сигнализаторы, осуществляющие визуальную или звуковую сигнали­зацию загрязнения среды, а также как передатчики аварийных сигна­лов по радиосвязи на центральные диспетчерские узлы. Вместе с тем данные приборы могут служить датчиками автоматизированных систем, осуществляющих включение и выключение стационарно уста­новленных нефтесборщиков на особо опасных участках, позволяя осуществлять максимально оперативное реагирование на аварийные разливы нефти. В данных приборах используют методы резистивного, емкостного, электромагнитно-абсорбционного, высокочастотного определения нефтяной пленки на поверхности воды. Минимальная толщина слоя нефтепродуктов, определяемая на поверхности водое­мов, составляет 0,1 мм при погрешности измерений до 20%. Темпера­турный режим (воздух) эксплуатации подобных приборов составляет от -40 до +85° С.

Наряду с сигнализаторами, реагирующими на поверхност­ную пленку нефтепродуктов, существуют сигнализаторы, оценива­ющие уровень общего загрязнения водной среды нефтепродукта­ми, как правило, основанные на использовании оптических, хроматографических и других методах обнаружения нефтепродуктов в воде.

Примерами таких сигнализаторов могут являться: дистанцион­ный обнаружитель нефтяной пленки на водной поверхности ОНП-1 фирмы ВНИИВО, сигнальное устройство — датчик СОН-1 ОАО “Верхневолжскнефтепровод” в России; ID-227 и ID-223 фирмы Ionic Agar Envionmental Ltd в США и автоматический определитель угле­водородов ТСМ-480 фирмы Cario Erbo Instruments в Италии.

Диагностика трубопроводной системы

Диагностика трубопроводной системы на сегодняшний день яв­ляется одной из составляющей арсенала технических и технологи­ческих приемов, обеспечивающих продление срока службы маги-

стральных нефтепроводов и условий их безопасной эксплуатации. Ежегодные расходы трубопроводных компаний на разработку средств технической диагностики и диагностическое обслуживание дости­гают 0,25 -0,3% стоимости основных фондов трубопроводов. На­пример, государственная компания British Gas, которая эксплуатиру­ет сеть магистральных газопроводов общей протяженностью свыше 16 тыс. километров, создала в 1979 году центр технической диагно­стики трубопроводов “ОЛИК” численностью 260 человек и с годо­вым бюджетом 17 млн.ф.ст. [167]. Оборудование, созданное фирмой, позволяет выявлять до 90% всех видов дефектов и повреждений в трубопроводах без нарушения режима перекачки. За последние 20 лет в различных странах создан ряд специализированных фирм для разработки средств диагностирования и диагностического об­служивания магистральных трубопроводов. Проводятся работы по организации дистанционного автоматического контроля трубопрово­дов с наружной поверхности труб при испытаниях и эксплуатации с использованием метода акустической эмиссии.

Диагностика трубопроводной системы предназначена для под­держания определенного уровня ее надежности, который позволяет обеспечить безопасный транспорт нефтепродукта и сократить до ми­нимума аварийность.

Традиционно проблема предотвращения аварийных ситуаций на магистральных нефтепроводах обычно решается за счет проведения капитального ремонта линейной части, т. е. сплошной замены труб на многокилометровых участках или замены изоляционного покрытия. Такой подход позволяет ежегодно восстанавливать до 1,5% [288] от общей протяженности нефтепроводов, что не оказывает существен­ного влияния на снижение аварийности.

Все возрастающий риск потери функционирования нефтепроводной системы в связи со старением основных фондов требует со­здания новой системы обеспечения безопасной эксплуатации и про­дления срока службы магистральных нефтепроводов. Такая система разработана в АК “Транснефть” и базируется на преимущественном применении “выборочного ремонта” на основании мониторинга тех­нического состояния нефтепровода.

Ключевая роль в определении технического состояния нефте­проводов отводится внутритрубной диагностике, которая позволяет вести сплошное обследование трубопроводов и выявлять большин­ство дефектов различных типов, являющихся причинами аварий и от­казов. При ремонте трубопроводов по их фактическому техническому состоянию в первую очередь устраняют те дефекты, которые снижа­ют прочность трубы до критического уровня. Развитие остальных дефектов находится под контролем.

Для обеспечения жизнедеятельности новой системы продле­ния срока службы магистральных нефтепроводов принята концеп­ция четырехуровневого интегрированного диагностического контро­ля.

На первом уровне проводится контроль на наличие дефектов, сужающих проходное сечение трубы (вмятины, гофры). Для этого используются снаряды — профилемеры.

На втором уровне с помощью ультразвуковых снарядов — дефек­тоскопов ведется поиск и измерение коррозионных дефектов, а также расслоений металла стенок трубы.

На третьем уровне с помощью магнитных снарядов — дефекто­скопов выявляются дефекты кольцевых сварных швов.

На четвертом уровне с помощью специальных ультразвуковых снарядов — дефектоскопов ведется поиск и измерение параметров трещиноподобных дефектов в продольных швах и теле трубы.

Статистика аварий и отказов до и после принятия концепции че­тырехуровневого интегрированного диагностического контроля вы­глядит следующим образом:

—на нефтепроводах, не прошедших обследование и не подвергав­шихся выборочному ремонту, среднее количество аварий и от­казов с 1994 по 1999 год составило 0,74 на 1000 км в год;

—на нефтепроводах, отремонтированных по данным обследо­вания, среднее количество аварий и отказов составило 0,057 на 1000 км в год.

Акустико-эмиссионный течеискатель АЭТ-1МС разрабо­тан НИИинтроскопии Томского политехнического университета при сотрудничестве с ОАО “Центрсибнефтепровод”. Течеискатель пред­назначен:

—для определения местоположения утечек жидкости на подзем­ных, подводных и прочих трубопроводах;

—обнаружения внутренних протечек в запорной арматуре;

—контроля за прохождением перемещаемых по трубопроводам внутритрубных очистных устройств, разделителей, приборов внутритрубной диагностики;

— обнаружения мест частичной закупорки трубопроводов. Течеискатель АЭТ-1МС состоит их акустического зонда и пуль­та с органами управления и коммутации, соединенных между со­бой кабелем. Питание прибора осуществляется от батарейного блока, смонтированного в пульте управления. В комплект поставки прибора входят также: сейсмоприемник, магнитный держатель акустического зонда, головные телефоны, кабель и другое оборудование.

Для диагностики средств противокоррозионной защиты газо- и нефтепроводов разработаны передвижные комплексные лабо­ратории контроля технического состояния трубопроводов (ЛКТСТ), являющиеся новым поколением ранее производимых ПЭЛЭХЗ-М.

Аппаратура и оборудование лаборатории позволяют осуще­ствлять:

—измерение потенциалов поляризации в любой точке магистраль­ного трубопровода и горизонтальных градиентов напряжений над трубопроводом;

—измерение поляризационного потенциала методом отключения тока поляризации (тока защиты сооружения);

—определение поляризационного потенциала методом интенсив­ных измерений;

—измерение поляризационного потенциала методом отключения тока поляризации вспомогательного электрода;

—определение удельного электрического сопротивления грунта;

—измерение потенциалов во времени в зонах влияния блуждаю­щих токов;

—определение трассы прокладки трубопровода и глубины его за­легания;

—определение переходного сопротивления изоляционных покры­тий трубопровода;

—определения мест повреждения в изоляции;

—контроль эксплуатационных и технологических параметров средств электрохимзащиты.

Для выполнения вышеперечисленных работ в состав лабора­тории входит комплект приборов и оборудования, обеспечивающих сбор, хранение, обработку результатов измерений и представление их в удобном для анализа виде как в процессе измерений, так и на рабочем месте в лаборатории после проведения работ. Лаборатория смонтирована на полноприводных шасси автомобилей производства АМО ЗИЛ, УРАЛАЗ, КАМАЗ.

Система коррозионного мониторинга магистральных трубопро­водов “Пульсар” предназначена для оперативного контроля парамет­ров электрохимической защиты и дистанционного управления рабо­той устройств катодной защиты магистральных трубопроводов. Раз­работчик НИИ МП, ГУП “Парсек” — Москва, Зеленоград.