CC BY
388
УДК 622.692 : 661.7
Вестник СПбГУ. Сер. 7,2004, вып. 4
А. Ю. Солодовников
ВОЗДЕЙСТВИЕ НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ В ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ: ФАКТОРЫ И ПОСЛЕДСТВИЯ
Открытие богатейших месторождений нефти и газа в Тюменской обл. способствовало формированию на ее территории системы магистральных и внутрипромысловых трубопроводов. Основная часть магистральных нефте- и газопроводов была построена в 1970-1980-е годы в условиях острой необходимости транспортировки нефти с месторождений Среднего Приобья, газа - Надым-Пуровского междуречья в центральные районы страны. Именно здесь впервые в мировой практике прокладывались нефтепроводы диаметром 1220 мм и газопроводы диаметром 1420 мм, большой протяженности, способные транспортировать более 70 млн т нефти [1] и 30-32 млрд м" газа в год [2] каждый. В эти годы были введены в эксплуатацию такие магистральные нефтепроводы, как Усть-Балык - Омск, Усть-Балык - Курган - Уфа - Альметьевск, Нижневартовск - Курган - Куйбышев (Самара), Сургут - Полоцк, Холмогоры - Клин и др., среди крупнейших магистральных газопроводов - И грим - Москва, Надым - Ухта, Уренгой - Помары - Ужгород и др. На 1 января 2004 г. общая протяженность магистральных трубопроводов в пределах области составила 41,9 тыс. км, в том числе 32,1 тыс. км газопроводов и 9,8 тыс. км нефтепроводов [3]. Созданная в области нефтегазотранспортная система магистральных трубопроводов позволяет транспортировать более 400 млн т нефти и 500 млрд м3 газа в год [1]. Процесс строительства магистральных трубопроводов в основном завершен.
В отличие от магистральных, протяженность промысловых трубопроводов из года в год продолжает увеличиваться. Например, в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО), главном нефтегазодобывающем регионе не только Тюменской обл., но и Российской Федерации, общая протяженность промысловых нефтегазопроводов на 1 января 2003 г. составила 78,4 тыс. км, что почти в 1,5 раза больше, чем в 1997 г. (табл. 1).
Таким образом, единая трубопроводная сеть объединяет две группы объектов: внутрирегиональные (промысловые, включая межпромысловые) и дальние магистральные трубопроводы. Первые обеспечивают индивидуальные связи промыслов, вторые интегрируют потоки нефти, газа, конденсата, обезличивая их конкретных владельцев.
Таблица 1. Протяженность промысловых трубопроводов на территории ХМАО за 1997-2001 гг.*
Годы Общая протяженность трубопроводов, км
1997 53 160,229
1998 67 722,091
1999 69 098,586
2000 61 317,758
2001 72 804,617 .
2002 78 746,789
Составлено по материалам информационных бюллетеней о состоянии окружающей природной среды ХМАО.
Транспортировка больших объемов нефти и газа как с месторождений, так и по магистральным нефте- и газопроводам большого диаметра на значительные расстояния обуслови-
© А. Ю. Солодовников, 2004
ла повышенные требования к надежности работы нефтегазотранспортной системы и ее экологической безопасности. Проблема заключается в повышении надежности нефтегазоснаб-жения, предотвращении разрывов труб, утечек нефти, газа и конденсата с целью защиты окружающей среды.
Нефтегазотранспортные системы являются потенциально опасными в экологическом отношении объектами, так как несут на себе явные и скрытые отказы, негативно воздействуя на основные компоненты окружающей среды - воздух, воду, почву, растительность, животный мир, ихтиофауну и человека.
К важнейшим факторам техногенной трансформации экосистем при сооружении трубопроводов вне зависимости от их функционального назначения относится не только загрязнение природных сред (атмосфера, гидросфера и литосфера), но и преобразование исходных геохимических процессов (нарушение и разрушение ландшафтов, почвенно-раститель-ного покрова, фаунистических комплексов, гидробионтов). Кроме того, имеет место изменение структуры традиционного природопользования и расселения населения (особенно это актуально по отношению к коренным малочисленным народам Севера).
В период подготовительных и строительных работ загрязнение атмосферы происходит при сварке труб за счет испарения легких фракций углеводородов, а также от работающей техники и механизмов. Эти выбросы не продолжительны во времени и пространстве, не превышают установленных нормативов ПДК и не оказывают сколько-нибудь заметного влияния на состояние атмосферного воздуха района работ.
Гораздо более сильное воздействие от строительства трубопроводов испытывает рельеф местности. Например, увало-холмистый рельеф местности с пятнами болот и подволоченных земель, пересеченный реками и ручьями, препятствует прохождению техники/создавая трудности при строительстве в любое время года. Возникающие при строительстве обнажения склонов и бровок долин в полосе трассы трубопроводов деформируют естественные откосы, которые в периоды обильных атмосферных осадков, испытывая быстрое водона-сыщение и приобретая текучую консистенцию, становятся источником новых эрозионных процессов, а проезд техники ускоряет их во времени. Это приводит к расширению зоны воздействия, выходя за рамки долгосрочной и краткосрочной аренды (отвода).
При прохождении трубопроводами небольших болот и заболоченных земель полностью прорезаются торфяники, что вызывает деградацию микрорельефа болот. Крупные болотные массивы, наоборот, слабо подвергаются деградации, а при значительной мощности торфа (более 3 м) на поверхности траншеи идет образование открытых окон воды (мелких вытянутых озер).
В целом механическое воздействие на грунты ограничивается только верхней частью разреза до глубины 2-4 м и на малых площадях полосой от 4—6 до 20 м в зависимости от диаметра трубопровода. С завершением строительства формируется специфический линей-но-бугорковатый рельеф «натцубного вала».
Прокладка трубопроводов в условиях вечномерзлых грунтов способствует активизации различных мерзлотных процессов - термокарст, пучение бугров, заболачивание, термоэрозия, солифлкжция. Это приводит к многочисленным деформациям трубопроводов, прежде всего магистральных. Основная причина деформации - тепловое воздействие трубопроводов на грунты. Например, на Медвежьем месторождении ореолы оттаивания под трубами колеблются от 5-6 от 13 м [4].
В условиях высокой обводненности территории Тюменской обл. (на отдельных месторождениях Среднего Приобья и Кондинского Полесья заболоченность и заозеренность превышают 80%) строительство трубопроводов оказывает существенное влияние на поверхностные воды, вызывая механическое нарушение пойм, русел и акватории водоемов, а также
химическое загрязнение нефтью и нефтепродуктами в случае возникновения аварийных ситуаций.
Тяжесть последствий от механического загрязнения водоемов связана с тем, что длительное время строительство переходов через водные преграды осуществлялось траншейным способом, технология которого, наряду с его достоинством и широким практическим применением, имеет ряд существенных недостатков и не отвечает современным требованиям по охране окружающей среды. Основными недостатками траншейного способа являются механизированная разработка нижних слоев грунта береговых траншей и русловых участков, большой объем земляных и трудоемких водолазных работ, наличие громоздких утяжеляющих грузов, повышенная взмученность и др. При этом наиболее значителен ущерб от строительства переходов магистральными трубопроводами под малыми реками (с шириной по зеркалу воды до 50 м и глубиной до 2 м), так как их русла часто не восстанавливаются, после чего наблюдаются их смещение, заболачивание территории, зарастание берегов, нарушение режима водности. Между тем подобные реки играют большую роль как источники питания средних и крупных озер, места нерестилищ и нагула рыб. К тому же траншейная технология не в состоянии обеспечить круглогодичность строительства, затрудняет судоходство, а низкий уровень надежности традиционных конструкций подводных переходов приводит к многочисленным авариям, в результате которых разлившиеся нефтепроду кты загрязняют значительные поверхности водного пространства. Известно, что 1 т нефти покрывает до 30 км2 водной акватории.
Таким образом, воздействие на окружающую среду на русловых, пойменных и береговых участках наблюдается при всех производственных процессах, связанных со строительством трубопроводов траншейным способом.-
Ужесточение экологических требований по сохранению естественного состояния поверхностных вод при их пересечении трубопроводами вызвало соблюдение выделенных вдоль рек, ручьев и вокруг озер водоохранных зон (ВОЗ). Согласно нормативным документам [5, 6], в состав ВОЗ включены поймы рек, надпойменные террасы, бровки и крутые склоны надпойменных берегов, старицы, озера, а также овраги и лога, непосредственно впадающие в речную долину.
На каждом конкретном участке реки размеры ВОЗ и прибрежных полос определяются с учетом физико-географических, гидрологических и других особенностей местности, а также интересов других водопользователей. По действующему законодательству [5] ширина ВОЗ вдоль рек колеблется от 50 м (длина реки до 10 км) до 500 м (длина реки более 500 км), вокруг озер - 300 м при площади акватории до 2 км2 и 500 м при площади акватории более 2 км2. В исключительных случаях (река высшей рыбохозяйственной категории) ширина ВОЗ может быть изменена в сторону увеличения. Например, ширина ВОЗ р. Оби колеблется от 500 до 3000 м. Кроме того, при установлении границ ВОЗ и прибрежных полос учитываются леса I категории, имеющие статус охраняемых.
Для уменьшения воздействия на поверхностные воды в практику стали широко внедряться принципиально новые методы сооружения подводных переходов трубопроводов, в числе которых метод бестраншейного способа сооружения через водные преграды. Впервые в России этот метод был реализован в 1971 г. американской фирмой «Titan Contraktors». В настоящее время ежегодно специализированными предприятиями бывшего Миннефте-газстроя осуществляется строительство более 100 подводных переходов. Число эксплуатируемых подводных переходов на территории России превышает 5 тыс. км, а их общая протяженность - 3 тыс. км [7].
Преимущества данного метода сооружения подводных переходов очевидны как с точки зрения экономики (уменьшение стоимости строительно-монтажных работ примерно на 25-40%; сокращение сроков строительства приблизительно в 2 раза), так и минимизации воз-
■ч
действия на окружающую среду (полное отсутствие земляных работ в русловой части, исключение вероятности нарушения экологического равновесия в зоне строительства и прилегающей территории, снижение нагрузок на трубопровод, связанных с изменением русел рек и эрозией берегов, независимость строительства от погодных условий и времени года, минимум экологического риска при эксплуатации).
Применение бестраншейного метода позволяет осуществлять строительство подземных (подводных) переходов большой протяженности (1000-1500 м и более). Например, в Западной Сибири одним из первых осуществил такую операцию СП «Соболь». Им в начале 1990-х годов методом наклонного бурения был проложен трубопровод через русло р. Оби на один из островов русловой ее части (Северо-Ореховское месторождение, Нижневартовский район). В конце 1990-х годов аналогичную операцию через Обь осуществила нефтяная компания «ЮКОС» (Приобское месторождение).
Наряду с поверхностными водами (включая болота) большому площадному воздействию от строительства трубопроводов подвергается почвенно-растительный покров. Так, зона непосредственного воздействия ограничивается 30-метровой полосой, примыкающей к внутрипромысловым трубопроводам [8], и до 50-метровой на магистральных [9]. Зона косвенного воздействия может достигать 120-200 м [9] и даже 300-500 м [8]. При этом глубина и продолжительность воздействия зависят от степени нарушенности территории и типа местности.
В полосе непосредственного воздействия (траншея и вдольтрассовый проезд) почвенно-растительный покров изменен полностью и естественному самовосстановлению практически не подлежит, за исключением пойм рек. Пойменные сообщества, как и растительные сообщества других биоценозов, недолговечны, но, благодаря поёмному режиму рек, они легко восстанавливаются. Например, сообщества луговой растительности в поймах рек, испытывающих ежегодное заливание, восстанавливаются через 5-7 лет после снятия нагрузок. В течение 10-15 лет восстанавливаются заросли кустарниковых ив в прирусловой пойме. На внутриболотных реках процесс восстановления растительности происходит несколько медленнее, но в рекультивации такие сообщества не нуждаются.
Хорошей восстановительной способностью обладают болотные биоценозы низинных и переходных травяных и травяно-моховых болот из-за избыточного увлажнения. Уже на третий год после их нарушения формируются осоковые, осоково-пушицевые, пушицево-осоково-политриховые, вейниково-политриховые, морошково-политриховые группировки, покрывающие 40-60% почвы. В напочвенном покрове появляются сфагновые мхи, характерные для болот в естественных условиях. В течение двух десятилетий естественный облик нарушенных болот полностью восстанавливается.
На верховых торфяниках и мелкозалежных болотах в результате разрушения и перемещения торфяной залежи и образования валов насыпного и перевернутого торфа возникают благоприятные условия для появления кустарниковой растительности, а в средне- и южнотаежной подзонах - древесных растений на болотах. Древесно-кустарничковые растения, поселившиеся на этих новообразованных формах рельефа, в дальнейшем хорошо развиваются по мере минерализации торфа. Лесообразовательный процесс подобного типа вызывает разрушение торфяной залежи, особенно активно на болотах с мелкозалежными торфами. Молодые насаждения, возникшие в коридорах трубопроводов, по морфологическим показателям, продуктивности и видовой насыщенности не только не уступают фоновым, а чаще всего их превосходят [10].
В отличие от влажных и переувлажненных территорий, растительные сообщества дренированных водоразделов, тундр, минеральных бугров и гряд с многолетнемерзлыми породами восстанавливаются медленнее. На дренированных водоразделах в полосе трассы трубопровода, где уничтожаются древесный ярус и наземный покров, только на пятый год по-
еле строительства формируются фрагменты политрихово-вейниковых |руппировок, покрывающих до 30% поверхности почвы. С окончанием строительных работ прогнозируется самовосстановление исходных растительных сообществ через мелколиственные сукцессион-ные замещения в течение 60-70 лет для березняков и осинников, 150-200 лет для сосняков и 300-400 лет для кедрачей [9].
На территориях с многолетнемерзлыми породами после вырубки древостоя, уничтожения кустарничкового и напочвенного покрова, снятия торфянистого горизонта условия для восстановления растительного покрова мало благоприятны. Только на пятый год после нарушения на буграх встречаются группы экземпляров осоки шаровидной и редкие пятна по-литриховых мхов, покрывающих всего 10-20% поверхности. В то же время «сухие» тундровые сообщества (кустарничково-травяно-моховые) замещаются на травяно-моховые, которые на следующей стадии динамического развития переходят в травяно-моховые заболоченные сообщества, что приводит к усилению заболачивания территории. В природных комплексах этой группы целесообразно проводить мероприятия по искусственному формированию растительного покрова, препятствующему развитию эрозионно-термокарстовых процессов.
Дополнительным фактором воздействия на почвенно-растительный покров от трубопроводов после окончания строительства является очистка их полости от окалин, случайно попавших при строительстве внутрь трубопровода, грунта, воды (почвенная и дождевая) и других предметов, которая осуществляется промывкой с пропуском очистных сооружений. Затем трубопровод заполняется водой для гидравлического испытания. После него происходит сброс воды на рельеф местности.
Самые значительные воздействия на почвенно-растительный покров оказывают последствия аварий при эксплуатации трубопроводов. При попадании нефти и нефтепродуктов в почву изменяется весь комплекс свойств почвы, характеризующих ее плодородие: ухудшаются морфологические, физические, физико-химические, микробиологические свойства. Иногда происходит существенная перестройка всего почвенного профиля, что приводит к потере загрязненными почвами плодородия и отторжению огромных территорий из сельскохозяйственного землепользования.
Нефтяное загрязнение вызывает быструю деградацию растительных сообществ [11-16]. При этом снижаются видовое разнообразие, фитомасса, целлюлозная, фосфатазная и фотосинтетическая активности растений [17-20]. Особенно чувствительна к нефтяным стокам болотная растительность [21], из арктических растений - мхи и лишайники, которые при загрязнении обычно сразу погибают, что выявляется в местах локализации утечек нефти.
Наблюдения за состоянием растительности на замазученных участках в условиях Среднего Приобья показали, что даже при слабой степени загрязнения (до 10% нефти в лесной подстилке) происходит усыхание отдельных деревьев хвойных пород. При концентрации выше 40% выпадает более половины жизнеспособного древостоя. При этом понижается продуктивность древесных растений. Так, уже в первый год после загрязнения отмечено уменьшение годового прироста древесины по диаметру по сравнению с контролем [22]. Также снижается видовое разнообразие растительных сообществ (таежное разнотравье), но появляются несвойственные для исходных биотопов виды, такие как щавель конский, клевер луговой, мышиный горошек, подорожник большой и др. В общем проективном покрытии травянистыми растениями возрастает доля злаков, осок и ситниковых [23].
Нарушения фитоценозов и видового разнообразия в связи с загрязнениями нефтепродуктами характерны, видимо, и для многих регионов Субарктики, в том числе ее южных частей, куда относятся основные нефтегазодобывающие районы Западной Сибири. Это повышает актуальность проблемы борьбы с загрязнениями в районах нефтедобычи и требует решения ряда вопросов как организационного, так и технического порядка.
Следует упомянуть о том, что нефтяное загрязнение может вызвать некоторое повышение радиоактивного фона местности вследствие наличия в нефти металлорганических комплексов, содержащих уран [24]. По данным [25], общий радиоактивный фон на нефтяных разливах превышает контрольный уровень всего на 20-30%, т.е. весьма незначительно.
Таким образом, нефтяное загрязнение приводит к значительным изменениям в основных средообразующих элементах биогеоценозов: деградирует растительный покров, происходит деформация почвенных структур, изменяются температурный, водный, солевой и другие режимы в нефтезагрязненных грунтах. Длительность негативного воздействия нефти может составлять десятилетия [26].
Разрушение почвенно-растительного покрова, загрязнение поверхностных вод, преобразование рельефа отрицательно сказываются на обитателях суши и водоемов. При этом действие антропогенного фактора проявляется как в прямой, так и косвенной (опосредованной) форме. К прямым факторам воздействия относятся отчуждение земель, браконьерство, шумовые эффекты, антропогенные пожары и ряд других, к косвенным - нарушение популяци-онной структуры, переселение в другие районы и т.п.
Изъятие земель под строительство трубопроводов приводит к уничтожению кормовых, защитных и гнездовых свойств охотничьих угодий вследствие сокращения покрытых лесом площадей, трансформации лесных земель, нерационального использования древесных ресурсов, захламления древесными остатками и стройматериалами, повышения пожарной опасности, загрязнения газообразными выбросами, нефтепродуктами и минерализованными водами [27]. Наиболее чутко реагируют на это такие виды охотничье-промысловых животных, как медведь, лось, соболь, дикий северный олень [28].
Однако воздействие трубопроводов не ограничивается строительной полосой. С окончанием строительного периода действие постстроительного фактора на магистральных трубопроводах нивелируется, и через 2-3 года численность и видовое разнообразие животных близки к фоновым [27]. Это связано с тем, что пик численности животных приходится на контактные типы местности, например лес-болото, лес-поляна, лес-вырубка и т.п., которые появляются при их строительстве. Кроме того, образующиеся при строительстве трубопроводов линейно-ориентированные направления охотно используются дикими животными в качестве троп, особенно в местностях с переобводненными грунтами.
В то же время в зоне влияния внутрипромысловых трубопроводов численность и видовое разнообразие фауны не восстановятся до естественного. Это во многом связано с тем, что внутрипромысловые трубопроводы являются частью месторождений, где, кроме них, имеется достаточно широкий перечень техногенных объектов, оказывающих непрерывное воздействие на животный мир. К ним относятся компрессорные, насосные, дожимные станции, пункты подготовки нефти, воды, газа, площадки скважин и др.
В целом зона влияния фактора беспокойства, связанная со строительством трубопроводов, без учета влияния других объектов нефтегазодобычи отмечается на расстоянии 2-3 км, где численность животных снижается на 85%, на расстоянии до 4,5 км от источника беспокойства - на 50% [29-30], а в зоне от 5-6 до 7-8 км происходит их нивелирование. Однако штатный режим эксплуатации трубопроводов нередко нарушается аварийными ситуациями. При этом степень и продолжительность воздействия на животный мир будут определяться масштабами инцидента и типологией трубопроводов. Последствия от аварий на нефте- и продуктопроводах гораздо сильнее и продолжительнее во времени, чем от газопроводов, так как разливы нефти и конденсата оказывают воздействие на все элементы фаунистиче-ских комплексов, в то время как газ - в основном на атмосферный воздух, и в меньшей степени на другие компоненты из-за необходимости проведения ремонтно-восстановительных работ.
К концу 1990-х годов появилась очень сложная проблема, решение которой оценивается во многие сотни миллиардов рублей. Около половины ныне действующих в Западной Сибири нефтепроводов эксплуатируются более 25 лет, т.е. эти сооружения пережили срок нормативной эксплуатации. Но не только в Западной Сибири, а в целом по России отмечается тенденция старения трубопроводов. Так, к настоящему времени более четверти трубопроводов страны эксплуатируется 20 лет и более. Например, до 10 лет служит 11,8% магистральных нефтепроводов, от 10 до 20 - 33,9, от 20 до 30 - 29, свыше 30 лет - 25% [1].
Значительный срок эксплуатации нефтепроводов в экстремальных условиях (перегрузка, повышенная коррозионная активность грунтов и перекачиваемой среды, малоцикловые нагрузки и пр.) объективно связан с возрастанием рисков отказов (аварий). Отказы на трубопроводах - следствие совокупного влияния на них различных факторов (силовые и деформационные воздействия, изменение напряженного состояния, дефекты). Прогнозировать всевозможные сочетания указанных факторов практически невозможно, поэтому отказы на трубопроводах следует считать событием случайным.
На число отказов (аварий) на трубопроводах, очевидно, главное влияние оказывают факторы старения. В то же время пока никто достоверно не доказал и не показал, в чем выражается старение металлов труб со временем [31]. Тем не менее статистика аварий позволяет сделать вывод о том, что после 20-25 лет эксплуатации возрастает риск аварий, обусловленный ухудшением технического состояния трубопроводов. В особенности это заметно при сравнении вновь вводимых в эксплуатацию нефтепроводов и нефтепроводов, работающих длительное время. Причины такого ухудшения связаны с механическими и коррозионными воздействиями перекачиваемого продукта и окружающей среды, вызывающими накопление и развитие усталостных и коррозионных повреждений в металле труб. Очагами повреждений чаще всего служат дефекты, возникающие при заводском изготовлении труб и проведении строительно-монтажных работ, участки отслоения и разрушения изоляционного покрытия.
Опыт эксплуатации магистральных нефтепроводов показывает, что большинство отказов на линейной части, за исключением случаев явного нарушения правил эксплуатации, обусловлено техническими и эксплуатационными условиями. Среди них - наличие дефектов металла труб и сварных швов или других концентраторов напряжений за счет отступления от проектных решений; механические повреждения трубопроводов посторонними лицами; коррозия; необоснованные сроки службы трубопроводов и др. (табл. 2).
Таблица 2. Основные причины отказов линейной части нефтепровода [1]
Брак, допущенный в заводских условиях Брак при строительстве и ремонтных работах, при реконструкции Эксплуатационные дефекты
Расслоения в стенке трубы Иногородние включения Нарушение геометрии трубы (овальность). Дефекты и трещины в заводских сварных швах. Зоны повышенной твердости Аномалии геометрии трубы (вмятины, гофры и т.д.) Дефекты и трещины в поперечных швах Механические повреждения, вызывающие потерю металла (царапины, задиры л т.д.) Трещины усталостного характера или стресс-коррозия Деформационное старение как фактор, снижающий сопротивляемость металла трубы из-за коррозии, стресс-коррозии и малоцикловой усталости
Ситуация усугубляется и тем, что на этапе проектирования и строительства трубопроводов длительное время не предусматривались их диагностика, ремонт и тем более реконструкция. Кроме того, до сих пор отсутствуют данные, обосновывающие предельные сроки службы труб из низкоуглеродистой стали (основной металл трубопроводов) в процессе перекачки по ним нефти и нефтепродуктов.
К организационным причинам возникновения аварий на магистральных трубопроводах следует отнести: заниженные объемы обследований, дефектоскопии, технического обслуживания и ремонта; отсутствие в законодательстве прямой ответственности за нарушения безопасной эксплуатации; недостатки нормативно-технической документации, регламентирующей безопасность на стадии эксплуатации; ошибочные действия эксплуатационного персонала.
В совокупности чаще всего отказы на нефтепроводах возникают при эксплуатации по двум причинам: из-за коррозии и воздействия внутреннего давления на стенку трубы, приводящего к накоплению повреждений, развитию исходных и появлению новых трещинопо-добных дефектов, которые, в свою очередь, вызывают появление и рост усталостных трещин.
К надежности нефтегазопроводов предъявляются все более высокие требования. Это связано, с одной стороны, с насыщением густонаселенных районов трубопроводными магистралями, инженерными коммуникациями и предприятиями, приближением их к населенным пунктам (трубопроводные системы в настоящее время уже покрывают 35% территории страны, на которой проживает 60% населения). С другой стороны, магистральные нефтепроводы - это сложные инженерно-технические сооружения, которые в течение всего срока службы подвержены значительным напряжениям, близким к нормативным характеристикам текучести металла. В конечном итоге возникающие аварийные ситуации приводят не только к потерям сырья и топлива потребителями, продолжительным остановкам в работе трубопроводов, но и к загрязнению окружающей среды.
Анализ аварийности на магистральных нефтепроводах России за последние 30 лет показывает, что в настоящее время наблюдается относительное снижение числа отказов: если в 1968 г. на 1000 км приходилось в среднем 3,9 аварии в год, то в 2000 г. эта величина снизилась до 0,6 аварий. В результате проведения мероприятий по диагностике и ремонту в период с 1991 по 2000 г. число аварий, приведенное к 1000 км, уменьшилось в 3,5 раза [32]. Это было достигнуто благодаря почти 100%-ному охвату нефтепроводов внутритрубной диагностикой и ремонтом по ее результатам наиболее опасных дефектов. Но главными факторами снижения аварийности стали сокращение объемов перекачки и пониженные рабочие давления.
При эксплуатации внутрипромысловых нефтегазопроводов основной причиной возникновения аварий является коррозия. Она, как правило, имеет ручейковый или питтинговый (точечный) характер и обусловлена агрессивными физико-химическими свойствами водной фазы добываемой из недр продукции, а также высокой «зараженностью» пластовых и сточных вод сульфатредуцирующими бактериями. Например, на территории ХМАО аварийность внутрипромысловых трубопроводов из-за коррозии металла колеблется от 92,8% [33] до 97,9% [34] (табл. 3). В то же время плотность аварий на этих трубопроводах в 150— 200 раз выше, чем на магистральных. Например, в ХМАО из 7999 аварий, произошедших за 1998-2002 гг., 7905 аварий, или 98,8%, отнесены к локальным, т.е. к внутрипромысло-вым. В результате аварий в окружающую среду попало 22,8 тыс. т загрязняющих веществ. Общая площадь загрязнения составила 884,7 га (табл. 4).
Аварии по длине трубопровода распределяются неравномерно. Например, на магистральных нефтепроводах они случаются преимущественно на первых 10—20 км трассы от нефтеперекачивающих станций, на внутрипромысловых нефтегазопроводах - на нефте-сборных коллекторах от кустов скважин до установок предварительного сброса воды (УПСВ). Это в значительной степени связано с тем, что от кустов скважин до УПСВ подается не чистая нефть, а агрессивная водогазонефтяная жидкость. Кроме того, высокая частота порывов на трубопроводах (магистральных и внутрипромысловых) происходит на контактно отличающихся по гидрогеологическому и гидрологическому режимам природных средах: в болотных системах и в местах перехода от болота к суходолу.
Таблица 3. Аварийность на нефтегазопроводных системах на территории ХМАО в 1997-2002 гг.*
1997 г. 1998 г. 1999 г. 2000 г. 2001 г. 2002 г.
Районы Колич. аварий В том числе из-за коррозии Колич. аварий В том числе из-за коррозии Колич. аварий В том числе из-за коррозии Колич. аварий В том числе из-за коррозии Колич. аварий В том числе из-за коррозии Колич. аварий В том числе из-за коррозии
Колич. % Колич. % Колич. % Колич. % Колич. % Колич. %
Белоярский 1 1 100,0 1 - - 0 0 0,0
Березовский 2 2 100,0 1 - - 0 0 0,0
Октябрьский 347 343 98,8 204 202 99,0 246 245 99,6 158 157 99,3 183 183 100,0 125 119 95,2
Кондинский 81 79 97,5 26 26 100,0 6 4 66,6 18 18 100,0 8 7 87,5 15 12 80,0
Советский 7 7 100,0 4 4 100,0 2 2 100,0 0 0 0,0 5 5 100,0 2 2 100,0
Нефтеюганский 506 501 99,0 556 550 98,2 444 442 99,5 409 403 98,5 703 698 99,3 994 957 96,2
Ханты-Мансий- 117 113 96,6 58 57 98,3 99 91 91,9 40 38 95,0 126 122 96,8 87 84 96,5
ский
Сургутский 39 28 71,8 48 35 72,9 45 37 82,2 59 50 84,7 135 127 94,0 92 80 86,9
Нижневартовский 915 902 98,5 736 722 98,1 743 733 98,6 726 696 95,0 438 422 96,3 456 431 94,5
Всего 2014 1975 98,0 1633 1597 97,8 1585 1554 98,0 1412 1362 96,4 1598 1564 97,8 1771 1685 95,1
♦Составлено по материалам информационных бюллетеней о состоянии окружающей природной среды ХМАО (то же для табл. 4).
Таблица 4. Категории аварий на нефтегазопроводах на территории ХМАО в 1998-2002 гг.
Голы Колич. аварий Категории аварий Масса загрязняющих веществ, попавших в окружающую среду, т Площадь загрязнения, га
Локальная Местная Территориальная
1998 1633 1598 23 12 9877,475 149,9392
1999 1585 1562 12 11 2112,01 58,1547
2000 1412 1399 9 4 6712,915 166,676
2001 1598 1580 15 3 1638,381 437,758
2002 1771 1766 3 2 2499,392 72,166
Всего 7999 7905 62 32 22 840,173 884,6939
Увеличение протяженности трубопроводов повышает риск возникновения аварийных ситуаций. В то же время проведение различных профилактических мероприятий позволяет понизить общую аварийность трубопроводов. К примеру, по сравнению с 1997 г. в ХМАО к 2003 г. протяженность трубопроводов возросла почти в 1,4 раза, а аварийность снизилась в 1,3 раза. При этом отмечается [33, 34], что нефтедобывающие предприятия занижают сведения о количестве аварий и площадях загрязнения, так как они не заинтересованы в предоставлении такой информации в полном объеме из-за последующих штрафных санкций.
Таким образом, объективной оценке влияния нефтедобывающего комплекса на окружающую среду препятствуют искаженная информация о действительных размерах аварийных разливов загрязняющих веществ, а также сокрытие самих аварий.
При аварийных ситуациях, прежде всего на нефтепроводах, доминирующую роль играет фактор глобального загрязнения водоемов и почв. Химическое загрязнение включает не только прямое, непосредственное попадание отравляющих веществ или энергии в окружающую среду, но и косвенное нарушение экологической целостности природного ландшафта, которое приводит к быстро или медленно проявляющемуся отрицательному последствию в отношении человека и различных популяций флоры и фауны.
Между диаметром применяемых на месторождениях труб и средними потерями нефти в расчете на одну аварию существует прямо пропорциональная связь. По данным института «Гипротюменнефтегаз», самые большие потери нефти на месторождениях связаны с авариями на трубопроводах с диаметрами 530 мм и выше. Наибольшую экологическую опасность представляют магистральные трубопроводы, по которым перекачиваются основные объемы нефти. Так, при разрыве трубопровода диаметром 1220 мм за одну аварию в окружающую среду попадает до 315 т нефти. При этом площадь загрязнения может достигать 4 га [1].
Учитывая, что аварийные ситуации оказывают значительное влияние на окружающую среду, нефтегазодобывающие предприятия ведут работы по ремонту трубопроводов. К сожалению, выполняемые объемы ремонта значительно отстают от потребности. Если в среднем по стране в год ремонтируется 3,5% производственных мощностей, то в 1999 г. ремонт нефтепроводов составил 3%, нефтепродуктопроводов - 0,76 % и газопроводов - 0,45% от их протяженности. Это в значительной мере усложняет обеспечение безопасности трубопроводных систем.
По расчетам компании «Транснефть», на магистральных трубопроводах ежегодно должна производиться замёна 1580 км труб и на 3000 км - изоляция. В 2000 г. удалось заменить только 675 км труб и на 817 км изоляцию. Несколько лучшая ситуация складывается на внутрипромысловых трубопроводах. Так, например, если в 1997 г. в ХМАО примерно 10% трубопроводов нуждалось в замене (более 5 тыс. км), то к 2003 г. этот показатель составил
5,5% (4,3 тыс. км) (расчет приведен с учетом роста протяженности трубопроводов в 1,4 раза).
Объемы ремонта газопроводов также отстают от потребностей. При ежегодных планах капитального ремонта 700-900 км фактическое выполнение, например, в 1998 г. составило 647,7 км, в 1999 г. - 668,2 км. Отставание в выполнении ремонтных работ объясняется дефицитом финансовых и материальных ресурсов.
По оценке экспертов, для ремонтно-восстановительных работ системы нефтепроводов только компании «Транснефть» потребуется около 6,5 млрд долл, а если подсчитать потребности в замене всех отслуживших свой срок промысловых трубопроводов, эта величина возрастет многократно. Не менее сложная задача стоит перед газовиками. Учитывая современное состояние газотранспортных систем и их загрузку, потребуется замена 23 тыс. км линейной части магистральных газопроводов и отводов от них [31].
В 1990-х годах в крупных нефтяных компаниях и РАО «Газпром» была принята на вооружение концепция ремонта трубопроводов по техническому состоянию, сущность которой сводится к выборочному ремонту по результатам внутритрубной диагностики. К настоящему времени почти все нефте- и газопроводы охвачены внутритрубной диагностикой. Выборочный ремонт по ее результатам, с заменой изоляции и труб, позволяет скомпенсировать негативное влияние старения трубопроводов, снизить аварийность.
Таким образом, полностью исключить отрицательные последствия для окружающей среды и человека от функционирования трубопроводного транспорта невозможно. Поэтому политика безопасности нефтегазодобывающих предприятий строится на нахождении оптимума между полезностью развития антропогенной деятельности и степенью ее отрицательного воздействия (принцип ALARP - настолько низкое воздействие, насколько это достижимо).
Summary
Solodovnikov A. Yu. Oil pipeline and gas main influence on the environment in Tyumen region: factors and consequences.
Development of oil and gas industry exerts influence on all environment components: atmosphere, surface water, underground water, vegetation and-soil cover, fish and animal world. Oil pipelines are most dangerous, especially in accident cases. Also oil pipelines and gas main are fire- and explosion-dangerous.
Литература
1. Малюшин H. А., Чепурский В. H. Магистральные нефтепроводы Западной Сибири. Техническое состояние. Надежность. Экологическая безопасность. Тюмень, 1996. 2. Бакулин В. В., Козин В. В. География Тюменской области. Екатеринбург, 1996. 3. Транспорт в Тюменской области (1999-2002 гг.): Стат. сб. Тюмень, 2003. 4. Ремизов В. В., Кононов В. И., Березняков А И. и др. Надымгазпром: геотехномониторинг в криолитозоне. М., 2001. 5. Положение о водоохранных зонах водных объектов и их прибрежных защитных полосах: Постановление Правительства РФ от 23 ноября 1996 г., № 1404. 6. Водный кодекс Российской Федерации от 16 ноября 1995 г., № 167-ФЗ (с изм. и доп. от 30 декабря 2001 г.). 7. Мосесов С. К, Дроздов М. А., Ясашин А. М. Современные техника и технология строительства подземных переходов трубопроводов различного назначения // Строительство трубопроводов. 1996. № 3. 8. Москаленко Н. Г., Шур Ю. П. Типичные нарушения природных комплексов севера Западной Сибири под влиянием линейного строительства и прогноз их динамики // Охрана окружающей среды при освоении области многолетнемерзлых пород / Под ред. Н. А. Граве. М., 1980. 9. Одишария Г. Э., Садыков О. Ф. Перспективы освоения газовых месторождений полуострова Ямал и региональные проблемы экологической безопасности // Природа Ямала /Под ред. JI. Н. Добринского. Екатеринбург, 1995.10. Седых В. Н. Леса Западной Сибири и нефтегазовый комплекс. (Сер. Нефть и лес: экологические проблемы. Вып. 1.) М., 1996. 11. Невзоров В. М. О вредном действии нефти на почву и растения // Лесной журн. 1976. № 2. 12. Нельсон-Смит А. Нефть и экология моря / Под ред. С. И. Бакума и Б. М. Заточной. М., 1977. 13. Шилова И. И. Влияние загрязнения нефти на формирование растительности в условиях техногенных песков нефтегазодобывающих районов Среднего Приобья // Растения и состояние окружающей среды / Под ред. Н. А. Филипповского. М., 1980.14. Каркшико Т. И. Влияние процесса нефтедобычи на состояние почв и растительности // Актуальные проблемы окружающей среды на нефтяных и газовых месторождениях Тюменского Севера: Тез. докл. регион, науч.-практ. конференции. Тюмень, 1983. T. 1. 15. Соромотин А. В. Мезофауна нефтезагрязненных почв Среднего Приобья. Екатеринбург, 2000. 16. Заха-
ров А. И., Шишкин А. М. Влияние нефтяного загрязнения на лесные фитоценозы // Экология нефтегазового комплекса: Тез. докл. Всесоюз. конференции. Надым, 3-5 сентября 1988 г. М., 1988. 17. Эрностова Л. С., Бия Л. А. Геохимическое и экологическое изучение нефтяных потоков в зоне влажных субтропиков // Миграция загрязняющих веществ в почвах и сопредельных средах: Труды IV Всесоюз. совещания. Л., 1985. 18. Веселовский В. А., Вшивцев В. С. Биотестирование загрязнения среды нефтью по реакции фотосинтетического аппарата растений // Восстановление нефтезагрязненных почвенных экосистем / Под ред. М. А. Глазовской. М., 1988. 19. Linkins А., Fetcher N. Effect of surface-applied Prudhe Bay crude oil on vegetation and soil processes in tussock tundra // Permafrost: 4th Inter. Conf. Proc. Washington, 1983. 20. Singh A. K, Gacur J. P. Effect of assam oil on photosynthesis and associated electron transport system in Anabaena doliclum // Bull. Environ. Contam and Toxicol. 1988. Vol. 41, N 5. 21. Baker J. M. Ecological effects of refinery effluents // Field Stud. Counc. Oil Pollut. Res. Aenit Orielt. Field. Gent. Pembroke Annu. Rept. London, 1972. 22. Казанцева M. H. Влияние нефтяного загрязнения на таежные фитоценозы Среднего При-обья: Автореф. канд. дис. Екатеринбург, 1994. 23. Гашева M. Н„ Гашев С. Я, Соромотин А. В. Состояние растительности как критерий нарушенное™ лесных биоценозов при нефтяном загрязнении // Экология. 1990. № 2. 24. Пиковский Ю. И. Трансформация техногенных потоков нефти в почвенных экосистемах // Восстановление нефтезагрязненных почвенных экосистем / Под ред. М. А. Глазовской. М., 1988. 25. Гашев С. Н. Влияние нефтяных разливов на фауну и экологию мелких млекопитающих Среднего Приобья // Экология. 1992. № 2. 26. Оборин А. А., Каданникова И. Г., Масливец Т. А. и др. Самоочищение и рекультивация нефтезагрязненных почв Преду-ралья и Западной Сибири // Восстановление нефтезагрязненных почвенных экосистем / Под ред. М. А. Глазовской. М., 1988. 27. Чижов Б. Е. Лес и нефть Ханты-Мансийского автономного округа Тюмень, 1998. 28. Гашев С. Н. Млекопитающие в системе экологического мониторинга (на примере Тюменской области). Тюмень, 2000. 29. Новиков В. П. Состояние ресурсов промысловых животных и продуктивность охотничьих угодий Ханты-Мансийского автономного округа в условиях промышленного освоения территории // Ресурсы охотничье-промыслового хозяйства и прогноз их использования / Под ред. А. Н. Романова и Л. М. Шиляевой. М., 1985. 30. Залесов А. С. Методический подход к оценке ущерба, нанесенного охотхозяйственной отрасли и нефтегазодобычи. Киров, 1994. 31. Иванцов О. М., Сенькин Н. Г., Фролова Ю. А. Безопасность трубопроводного транспорта нефти и природного газа // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2001. № 11-12. 32. Малю-шин Н. А. Экологическое сопровождение процесса реконструкции нефтепровода Усть-Балык-Омск // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2001. № 7-8. 33.Долингер В. А. Техногенные аварии в нефтегазопро-мысловом регионе Хашы-Мансийского автономного округа и их экологические последствия. Тюмень, 1997. 34. Полукеев А. А., Грицианов Л. А., Пимахин А. Н. Промышленные аварии и катастрофы // О состоянии окружающей природной среды Ханты-Мансийского автономного округа (информ. бюл.). Ханты-Мансийск, 2003.
Статья поступила в редакцию 25 марта 2004 г.
