Журнал "Право и безопасность"

Номер - 2 (35), Июль 2010

Проблемы планирования и предупреждения аварийных ситуаций на нефтепроводах

Хаустов А.П., Редина М.М., Российский университет дружбы народов

***

Статья посвящена актуальным вопросам разработки планов ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов. Обосновывается необходимость принципиально нового подхода к категоризации аварий - с учетом нанесенного ими экологического (эколого-экономического) ущерба.

Ключевые слова: разлив нефти, загрязнение, ликвидация разливов нефти, планы ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов.

***

Перечень задействованных терминов и их определений традиционно предваряет тексты нормативных документов. Это необходимо для того, чтобы избежать разночтения и недопонимания в ходе реализации положений документа. Обратимся к трактовкам термина «авария», чтобы уточнить, какие конкретно моменты регулируются действующим законодательством и что может быть выведено за рамки управления.

В действующей нормативной литературе приводится несколько определений данного термина: это, как минимум, три определения самой «аварии», не считая определений более узких понятий, характеризующих нежелательные процессы на разных объектах и в связи с разными последствиями - в частности, в результате попадания углеводородов в окружающую среду [5, 8].

Согласно ГОСТ 22.0.05-97 «Техногенные чрезвычайные ситуации. Термины и определения» авария - это опасное техногенное происшествие, создающее на объекте, определенной территории или акватории угрозу жизни и здоровью людей и приводящее к разрушению зданий, сооружений, оборудования и транспортных средств, нарушению производственного или транспортного процесса, а также к нанесению ущерба окружающей природной среде. Крупная авария, как правило, с человеческими жертвами является катастрофой согласно тому же ГОСТ. С точки зрения ФЗ-116-97«О промышленной безопасности опасных производственных объектов», авария - это разрушение сооружений и/или технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемые взрыв и/или выброс опасных веществ.

Авария на магистральном трубопроводерассматривается как авария на трассе трубопровода, связанная с выбросом и выливом под давлением опасных химических или пожаровзрывоопасных веществ, приводящая к возникновению техногенной чрезвычайной ситуации (ЧС). В зависимости от вида транспортируемого продукта выделяют аварии на газопроводах, нефтепроводах и продуктопроводах. Следовательно, лишь если в результате нежелательных событий сформировалась ЧС, событие признается аварией. Само по себе количество веществ, попавших в окружающую среду, не рассматривается какопределяющий фактор для признания события аварией. Многочисленные мелкие утечки, происходящие в течение ряда лет, не считаются аварией до того момента, пока их последствия не приведут к формированию ЧС, и выводятся таким образом за рамки регулирования.

В качестве одной из наиболее действенных организационных мер, которые должны способствовать снижению ущербов от аварий, рассматривается создание и использование планов ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов (ПЛАРН). Это, безусловно, не устранит основные причины аварийности, однако должно способствовать минимизации последствий и скорейшему восстановлению пострадавших территорий и населения на случай аварии.

Цель ПЛАРН - заблаговременное проведение мероприятий по предупреждению ЧС, поддержанию в постоянной готовности сил и средств их ликвидации для обеспечения безопасности населения и территорий, а также максимально возможного снижения ущерба и потерь в случае их возникновения. В пределах зоны действия ПЛАРН организация обязана обеспечить ликвидацию аварийных разливов независимо от источника, времени разлива и места последующего нахождения разлитой нефти и нефтепродуктов [3].

Весьма интересен опыт реакции региональных природоохранных органов, куда поступают на согласование подготовленные ПЛАРН соответствующего уровня. Так, анализ ПЛАРН, поступавших в Министерство экологии и природных ресурсов Республики Татарстан, показывает, что в указанных документах, как правило, не предусматриваются предупредительные природоохранные мероприятия, позволяющие минимизировать отрицательное воздействие разливов нефти и нефтепродуктов на окружающую среду, не учитываются региональные особенности территорий, попадающих в зону возможных ЧС. Недостаточно прорабатываются вопросы безопасного для окружающей среды временного хранения на территории предприятий нефтезагрязненных отходов, грунта, образовавшихся в ходе ликвидации аварийного разлива, а также вопросы их утилизации [2].

При планировании использования для сорбентов в большинстве случаев в ПЛАРН отсутствовали подтверждения их экологической безопасности (соответствующие технические характеристики и сертификаты), а сама возможность использования сорбентов имеет декларативный характер и не подтверждается наличием у предприятия необходимого количества сорбентов. В ряде проанализированных ПЛАРН совершенно не прорабатывается или рассматривается довольно поверхностно (без указания ответственных и подтверждения их компетентности в данной области) механизм мониторинга состояния почвы, подземных и поверхностных вод, атмосферного воздуха в районе аварийного разлива нефтепродуктов.

По нашему мнению, помимо мониторинга развития самой аварии и процесса ее ликвидации, в ПЛАРН необходимо включать постмониторинг, поскольку многие процессы загрязнения окружающей среды (например, загрязнение подземных вод) развиваются за временными рамками ликвидационных работ.

Еще одна крупная проблема заключается в том, что не всегда планируемые в ПЛАРН природоохранные мероприятия являются оптимальными, позволяющими предусмотреть и предотвратить возможное вторичное загрязнение объектов окружающей среды в ходе локализации и ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов. Эти эффекты могут быть также выявлены силами и средствами постмониторинга аварии.

Очевидно, что назрела необходимость усиления контроля за ужесточением требований к разделам ПЛАРН, действиями служб по ликвидации аварии, оценкой качества проведения работ и организацией постмониторинга аварий.

В целом можно отметить, что система ПЛАРН в России в настоящее время не достаточно совершенна, необходимо ее развитие с учетом опыта первых лет планирования и исполнения ПЛАРН. Необходимо более ответственно подходить к документации и анализу аварий, вне зависимости от объемов разлитой нефти и нанесенного ущерба. До настоящего времени в научно-технической литературе не проводилось сопоставления ПЛАРН и реально выполненных работ по какому-либо объекту с оценкой ущерба, нанесенного окружающей среде. Чаще всего оценки работ по ликвидации разливов нефти содержатся в средствах массовой информации и сопровождаются чудовищным искажением фактов масштабов аварий и их последствий. В то же время владельцы нефтетранспортных систем и виновники аварий стараются повсеместно занижать объемы вылившейся нефти и площадей, подвергшихся загрязнению. Так, например, один из случаев разлива был приведен на официальном сайте крупной отечественной нефтетранспортной компании и содержал следующую информацию: разлив произошел на 565-м км нефтепровода Красноярск-Иркутск в результате разгерметизации нефтепровода Ду 700 мм в ноябре 1999 г. Произошел выход нефти на поверхность 120 м², было сожжено 48 т. Даже если представить, что именно этот объем, а не больший был вылит, толщина слоя нефти должна была составить около 0,5 м, что нереально, даже учитывая условия вязкости нефти в этот период, не говоря о том, что сжечь 48 т нефти без предварительного подогрева чрезвычайно трудно. Технологии утилизации нефти методом сжигания запрещены действующими нормативными документами.

Основными факторами, определяющими необходимость дальнейшего развития системы планирования и предупреждения аварийных разливов, являются:

• рост объемов транспорта углеводородного сырья и продукции;
• увеличение потенциальных рисков аварий и нефтяных разливов в связи с активизацией разведки и добычи углеводородного сырья;
• недостаточная полнота и детальность нормативной базы по ПЛАРН (в частности, ПЛАРН для зон развития многолетнемерзлых пород и уязвимых ландшафтов; развитие негативных ситуаций в водных объектах и водоохранных зонах и др.);
• несовершенство организации взаимодействия аварийно-спасательных служб и нормативно-правовой базы, определяющей такие взаимодействия;
• отсутствие единой научно-технической политики при создании средств поисково-спасательного обеспечения;
• ограниченное финансирование развития материальной базы для ликвидации аварийных разливов;
• развитие новых технологий, способных в силу различных причин создавать потенциальную опасность для окружающей среды и населения.

Среди основных направлений работ по совершенствованию планирования предупреждения и ликвидации последствий аварийных разливов можно выделить следующие:

• более тщательную проработку при проектировании нефтепроводов в зонах повышенной экологической уязвимости;
• усиление технологического и экологического контроля на нефтепродуктопроводах с применением беспилотных летательных аппаратов;
• составление полного каталога произошедших аварий в пределах административных образований с оценкой эколого-экономических и социальных последствий, принятых мер к виновникам аварий;
• прозрачность и доступность всей информации по авариям, способам, технологиям и времени их ликвидации;
• профессиональный и компетентный подход к оценкам риска аварий при проектировании, строительстве и эксплуатации нефтепроводов на предпроектной стадии с учетом экологических и социальных последствий аварий;
• введение обязательного экологического страхования в зависимости от выработанного ресурса нефтепродуктопроводов.

На сайте www.myecology.wordpress.com указывается, что на 2008 г. в стране эксплуатировалось 350 тыс. км внутрипромысловых трубопроводов, значительная часть которых находится в предаварийном состоянии. Основные причины высокой аварийности при эксплуатации трубопроводов - сокращение ремонтных мощностей, низкие темпы работ по замене отработавших срок трубопроводов на трубопроводы с антикоррозионными покрытиями, а также прогрессирующее старение действующих сетей. Так, лишь 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.

Такие низкие темпы ремонта и, соответственно, капиталовложений предопределяют повсеместное возникновение аварийных ситуаций и нанесение колоссального вреда окружающей природной среде, не говоря уже об экономических потерях предприятий по добыче и транспорту углеводородов.

В течение всего срока эксплуатации трубопроводы испытывают динамические нагрузки, возникающие при работе нагнетательных установок, срабатывании запорной трубопроводной арматуры, случайно возникающие при ошибочных действиях обслуживающего персонала, аварийных отключениях электропитания, ложных срабатываниях технологических защит и т.п. Такие ситуации обычно оцениваются показателями риска на различных стадиях проектирования и эксплуатации трубопроводов. Однако методы оценки рисков, которые внесены в качестве обязательной процедуры в руководящие документы, уже сегодня нуждаются в существенной корректировке.

В качестве примера недостатков метода оценки рисков аварий приведем исследование [4]. Его результаты указывают, что отдельные оценки одних и тех же технологических рисков от аварии на магистральном нефтепроводе различаются на 2 порядка (табл. 1). Следовательно, существующие методики по оценкам риска приводят к недопустимым погрешностям.

Таблица 1. Сравнение экологических рисков по различным методикам

Также нуждается в теоретическом и практическом обосновании существующая классификация рисков на магистральных нефтепроводах, на которой основан ряд расчетов для Декларации промышленной безопасности. При составлении ПЛАРН этот документ используется крайне слабо, а в декларациях промышленной безопасности их расчеты начали проводиться недавно и многими руководителями не принимаются во внимание при эксплуатации оборудования.

Анализ документов, регламентирующих создание ПЛАРН, показал, что нормативная база весьма несовершенна и находится в стадии разработки. В целом можно выделить следующие упущения действующей нормативной базы:

1.  Слабо детализирована методологическая и методическая основы разработки документов по ПЛАРН для предприятий ТЭК. В действующей нормативной документации недостаточно учтена специфика возможных аварий и организации структуры их ликвидации на объектах для различных типов территорий.

2.  Существующая нормативная правовая база может быть охарактеризована как разрозненная, поскольку условия отдельных производственных процессов и отдельных типов территорий рассредоточены по многочисленным документам разных уровней и отраслевой принадлежности.

3.  Недостаточно четко прописано взаимодействие работников предприятий и органов МЧС, Ростехнадзора, органов Санэпиднадзора, МПР и местных администраций.

4.  В соответствии с указаниями МПР РФ при возникновении аварии необходима передача обязательных сведений в территориальные органы и Спецморинспекции МПР России. В документах, регламентирующих разработку ПЛАРН, чаще всего отсутствует перечень сведений и порядок оформления таких документов.

5.  Отсутствуют достаточно обоснованные рекомендации по унификации приложений к ПЛАРН, перечень необходимых исходных данных для разработки планов. Это приводит к формализации их основы и невыполнению многих важных положений, регулирующих действия по ликвидации аварий и их последствий.

6.  Толкование многих терминов в анализируемых документах не унифицировано, что приводит к различному восприятию важнейших определений и, соответственно, к разночтениям в самих планах.

7.  В действующих документах недостаточно полно разработан алгоритм действий субъектов-природопользователей для совершенствования превентивных механизмов возникновения аварийных разливов.

8.  Системе мониторинга отдаленных последствий аварийных разливов нефти в ПЛАРН практически не отводится места, что противоречит природоохранному законодательству РФ. Требования к организации системы мониторинга последствий аварии не представлены.

ПЛАРН следует рассматривать, в первую очередь, как организационный документ, руководство к действию при устранении последствий аварии (экологических, социальных, технических). Поэтому оперативность устранения аварийных разливов должна быть главным критерием оценки действий участников ликвидации аварии. Это обусловлено тем, что чем скорее будут удалены максимальные объемы нефти, тем менее значительными будут негативные последствия разлива для окружающей среды.

ПЛАРН охватывает наиболее вероятные сценарии развития неблагоприятных событий, что делает прогнозирование важнейшим моментом при подготовке документа. От достоверности полученных прогнозных оценок зависит качество подготовки к возможным аварийным ситуациям, эффективность устранения их последствий и, в конечном итоге, целесообразность составления самого документа. В этом случае проблема анализа риска неблагоприятных событий становится важнейшей при ПЛАРН [7].

Нормативными документами для разработки ПЛАРН принято ЧС при авариях на суше разделять на 5 категорий, от локального до федерального уровней:

• локальная авария, в результате которой разлив составил до 100 т (территория объекта);
• местный уровень - 100-500 т (муниципальное образование);
• территориальный - 500-1000 т (в пределах субъекта РФ);
• региональный - 1000-5000 т (выходит за пределы субъекта федерации);
• федеральная авария - свыше 5000 т.

В зависимости от этих категорий планируется различное отношение к событию аварии и ликвидации ее последствий. Таким образом, объем вылившейся нефти является определяющим во всех случаях возникновения аварии или отказа. Однако, как показывает практика и анализ ситуаций, достоверная оценка объемов вылившейся нефти (хотя бы с точностью до 10-15%) является трудно достижимой целью. Дело в том, что при достаточно сильных прорывах, несмотря на своевременное закрытие задвижек трубопроводов, часть нефти продолжает вытекать из труб в силу законов физики. Сама оценка складывается из двух составляющих: cобственно излившейся нефти в зависимости от диаметра отверстия до закрытия задвижек и объема после закрытия. Длительность этих процессов может исчисляться часами, а то и сутками, и за период от обнаружения до полного истечения нефть может частично инфильтроваться в почво-грунты и испариться в атмосферу, а при определенны условиях - выгореть [6]. Существующие методики расчетов убыли нефти имеют значительные погрешности. Поэтому более или менее достоверная цифра объема вылившейся нефти получается после ликвидации аварии.

Еще более сложно обстоит дело с истечением нефти через мелкие свищи и трещины. То, что нефтепроводы заглублены на глубину 0,8-1 м, а датчики давления слабо или вообще не реагируют на мелкие потери, время обнаружения аварий может растянуться на годы. В этом случае будут пропитаны нефтью огромные массы грунтов, что не исключает ее попадания в подземные воды. Сам же факт выявляется лишь при появлении нефтяной пленки в близлежащих водных объектах. Объемы излившейся нефти при таких условиях в принципе оценить очень трудно.

По-видимому, назрела острая необходимость принципиально иного подхода к категоризации аварий - с учетом нанесенного ими экологического (эколого-экономического) ущерба.

В современных условиях развития ГИС-технологий возможно построение системы типизации сочетаний «технические средства (хранения и транспорта нефти) - авария - окружающая среда - ущербы» и уже на этой основе целесообразно производить категоризацию. Реакция системы компонентов окружающей среды на аварию неоднозначна, поскольку локальные или местные аварии, если они не обнаружены своевременно, могут нанести гораздо больший вред, чем территориальные или даже региональные. Подтверждением этому являются поздно выявляемые просачивания нефти в грунты с последующим разносом загрязнителя на расстояние десятков километров. Например, в Западной и Восточной Сибири или в труднодоступной местности.

Возникновение возможных аварий необходимо учитывать еще на проектной стадии, однако очень трудно совместить возникновение свищей или других типов нарушений целостности трубы с конкретными условиями, в которых эксплуатируется данный трубопровод. Чаще всего в проектах учитываются коррозионные свойства грунтов. Однако эффекты внешней среды, как и стресс-коррозия - далеко не полный перечень процессов, приводящих к аварии на трубопроводах. Здесь может возникнуть ряд других первичных факторов, например волновые процессы в движущихся жидкостях, которые являются толчком для развития коррозии, и др.

К настоящему времени подобные работы начаты, например, в УГНТУ и УГАТУ [1]. Полученные результаты для нефтепровода «Сахалин-2» позволяют выделить зоны повышенного природного риска и учесть их уже на стадии проектирования. По-видимому, назрела необходимость введения предлагаемой методики оценки рисков в СНиПы и другие нормативные документы. В большей степени предлагаемые разработки актуальны для составления ПЛАРН и оценок эффективности устранения последствий аварии. Авторам на основе ГИС-моделей удалось разработать методику оценки и прогноза последствий разливов: возможные маршруты (пути) стекания и места скопления нефти, воздействие нефти на природные объекты (реки, озера, леса и др.), население (колодцы с питьевой водой, пастбища, сельскохозяйственные угодья и др.). Это позволяет уйти от «безадресных» и часто шаблонных ПЛАРНов, которые неприменимы к конкретным ситуациям и весьма далеки от реалий. В конечном итоге реальные ущербы оказываются несоизмеримыми с первоначальными расчетными вариантами.

Для определения маршрута стекания нефти по местности необходимо создание геоинформационной модели окрестности трубопровода, включающей различные слои картографической и другой информации в электронном виде [1]. Отметим, что данная модель может стать действенным инструментом оценки последствий ликвидации аварии и организации системы мониторинга и постмониторинга развития аварии. Например, расчеты инфильтрации загрязненных нефтепродуктами вод в зоны аэрации и насыщения с последующим попаданием в водозаборы; расчеты масштабов испарения нефти, оценка объемов загрязнения почв и др. Таким образом, составление ГИС-модели становится необходимым атрибутом для всех значимых аварий.

Особое внимание при составлении ПЛАРНов необходимо уделять возможности достижения нефтяными загрязнениями особо охраняемых природных территорий, водоохранных зон и рек. При этом экологический риск (а следовательно, и экономический ущерб) при достижении водных объектов увеличивается в 20-60 раз в силу уязвимости водных экосистем, ценности водных объектов и сложности ликвидационных мероприятий на акваториях. В целом применение ГИС-моделей позволяет оптимизиро­вать и отображать в картографической форме маршруты выдвижения сил и средств, места складирования и утилизации, схемы оповещения и связи для локализации и ликвидации последствий аварийных разливов нефти.

Литература

1.  Атнабаев А.Ф., Бахтизин Р.Н., Нагаев Р.З. и др. Анализ возможных последствий от аварийных разливов нефти для населения и прилегающих территорий на основе различных видов геоинформационного моделирования // Нефтегазовое дело. 2004. Т. 2. С. 193-198.

2.  Государственный доклад о состоянии природных ресурсов и об охране окружающей среды Республики Татарстан в 2008 году. Казань, 2009.

3.  Лещинский В.Б., Мовсесов В.Н., Шашкова Е.С. и др. Рекомендации по ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов на почве. Р Газпром 2-1.3-285-2008. М., 2009. 90 с.

4.  Пуликовский К.Б. Повышение безопасности транспортировки нефти на основе управления риском.Автореф. дис. … канд. техн. наук. Уфа, 2007.

5.  Чрезвычайные ситуации и профессиональная безопасность в нефтегазовом комплексе / Под ред. А.П.Хаустова. М., 2009. 456 с.

6.  Хаустов А.П., Редина М.М. Охрана окружающей среды при добыче нефти. М., 2006.

7.  Хаустов А.П., Редина М.М., Недоступ П.Ю., Силаев А.В. Проблемы оценок и управления экологическими рисками // Энергобезопасность в документах и фактах. 2005. № 6.

8.  HSE-менеджмент: термины и определения / А.П.Хаустов, М.М.Редина. М., 2009. 382 с.

ХАУСТОВ Александр Петрович. Доктор геолого-минералогических наук. Профессор кафедры прикладной экологии РУДН. Более 30 лет является участником и руководителем проектов по изучению и охране ресурсов недр, в том числе по освоению углеводородных ресурсов. Автор нормативных документов по охране окружающей среды в нефтегазовом комплексе. Руководитель проекта по созданию образовательного комплекса по HSE-менеджменту в нефтегазовом комплексе с использованием виртуальных моделей профессиональной среды. Лауреат Национальной экологической премии 2009 г.

РЕДИНА Маргарита Михайловна. Кандидат экономических наук. Доцент кафедры прикладной экологии РУДН. Является участником проектов по оценке воздействия объектов нефтегазового комплекса на окружающую среду, разработке нормативных документов. Лауреат Национальной экологической премии 2009 г.