Как вывести пятно? Нефтяное.

Празднование Всемирного дня окружающей среды – Дня эколога ОАО «Сургутнефтегаз» ознаменовало проведением ежегодных экологических учений. Крупнейшая российская нефтяная компания уделяет большое внимание работе по снижению рисков аварий на трубопроводах. Подразделения природоохранной службы оснащены самой современной высокоэффективной техникой и оборудованием для локализации и ликвидации послед­ствий аварий. Ее возможности были продемонстрированы представителям прессы на спе­циальном учебном полигоне в районе Солкинского месторождения в протоке Большая Сонторова. В учебной ликвидации приняли участие сотрудники участка по обслуживанию трубопроводов НГДУ «Быстринскнефть». Отрабатывались приемы по ликвидации аварий­ных разливов нефти. По легенде, перед участниками учений была поставлена задача: лик­видировать пятно нефти массой в 10-15 тонн, чтобы избежать его попадания в реку Обь.

Тяжело в учении…

Отработка взаимодействия персонала обычно проводится во время паводка, когда условия для ликвидации нефтяного пятна наи­более сложные: сказываются вы­сокий уровень воды, увеличенная скорость движения водного пото­ка и сильные ветровые нагрузки.

По стандартам «Сургутнефте­газа», технические средства, необ­ходимые для локализации, сбора и откачки нефти, могут быть достав­лены в труднодоступные районы в течение часа.

По словам начальника управ­ления экологической безопасно­сти и природопользования ОАО «Сургутнефтегаз» Любови Ма­лышкиной, временной фактор при локализации и ликвидации аварийных разливов имеет ре­шающее значение. «Водотоки, впадающие в Обь, находятся на особом экологическом контро­ле, – подчеркнула Любовь Аль­фредовна. – Но хотя отведенный промежуток времени для устра­нения аварии невелик, в работе бригады не должны присутство­вать суматоха и нервозность. Если нефтяное пятно попадет в Обь и произойдет загрязнение воды и береговой зоны, то наши затраты на ликвидацию аварии возрастут в несколько раз».

Катер-нефтесборщик провел разведку по реке, выяснив, на­сколько далеко распространилась нефтяная пленка. Развернувшись, судно направилось навстречу пят­ну. Заняв позицию, специалисты стали спускать боны (плавучие заграждения) на воду. Одновре­менно сотрудники, работающие на вакуумных самосвалах вбли­зи береговой линии, установили на поверхности протоки емкость, всасывающую нефть по принци­пу пылесоса – даже за несколько десятков метров от берега. В том случае, если загрязнение неболь­шое, используются плавающие скиммеры-нефтесборщики.

В учениях была задействована многофункциональная плавающая платформа «Труксор ДМ 4700В». С помощью гусеничных траков она свободно передвигается по боло­там, сыпучим грунтам, обрывистым берегам и по снегу. В связи со ща­дящим давлением на почву, на ней можно работать на чувствительных участках, не нанося вред природе.

Стоит отметить, что компания «Сургутнефтегаз» одной из первых среди нефтяных компаний приоб­рела восемь многофункциональ­ных плавающих платформ «Труксор ДМ 4700В» и тринадцать платформ «Труксор 5000» – улучшенного ва­рианта. На вооружении имеют­ся также переносные самоподни­мающиеся емкости «Вайкотенк» для временного хранения нефти, разбрызгиватели разной мощности для внесения биореагентов и бак­препаратов. Для откачки и транс­портировки собранной нефти ис­пользуются семнадцать вакуумных самосвалов на базе автомобиля «Кенворт», а также – вакуумные цистерны «КАС-11» на базе авто­мобиля «Татра». Для ведения ра­бот по обвалованию и рыхлению применяются вездеходы «Хаска» с экскаватором и другим навес­ным оборудованием. Вся собран­ная загрязненная нефтью почва и жидкость поступает на центры по отмывке нефтезагрязненного грунта.

Можно сказать, что в «Сургут­нефтегазе» сейчас есть все для того, чтобы незамедлительно лик­видировать последствия аварии – необходимое оборудование, ат­тестация для проведения таких ра­бот, специально обученные спе­циалисты.

«По законодательству компа­ния должна немедленно известить о разливе нефти, для этого есть специальная форма, установлен­ная Министерством природных ре­сурсов и экологии РФ, – наблюдая вместе с журналистами за ходом ликвидации загрязнения, поясня­ет Любовь Малышкина. – Мы обя­заны сообщить все обстоятельства происшествия, после чего приез­жают инспекторы и фиксируют место загрязнения. И в ходе ра­бот, и в момент их окончания от­бираются пробы: по створу реки, выше и ниже по течению. Как по­казывает практика, после ликви­дации аварии и применения сор­бентов, вода в реке соответствует всем нормативам. Система оценки экологического вреда отработана давно, когда еще не было Мини­стерства, и на загрязненные вод­ные объекты выезжали специали­сты гидрохимлаборатории. Сейчас имеется специальная объективная методика расчета ущерба, учет ре­альных затрат предприятия. По отдельной схеме рассчитывает­ся урон рыбному хозяйству. Да­лее мы предоставляем свои рас­четы потраченных на ликвидацию последствий аварии средств: если потратили меньше, чем ущерб, до­плачиваем, если больше, то нет. Это справедливо. Есть стимул опе­ративно убрать загрязнение и по­казать положительный результат. Подобных методик, например, по отношению к почве, к сожалению, нет. Считаю, что надо дорабаты­вать эту систему. Свои предложе­ния мы направили в Министерство природных ресурсов и экологии. Нужна норма, согласно которой затраты на разработку и внедре­ние природоохранных технологий будут засчитываться в счет платы за загрязнение».

Последним этапом ликвидации аварии для устранения радужной нефтяной пленки стало рассыпа­ние сорбента (терморасщепленно­го графитового порошка) по вод­ной глади.

За короткое время разлив был ликвидирован. Нефть в Обь не по­пала.

Легче предупредить, чем ликвидировать

В 2011 году на финансирова­ние природоохранных мероприя­тий в добывающем секторе ком­панией было направлено более 20 млрд рублей. Из общего объема экологических инвестиций око­ло 25% средств было выделено на снижение и предупреждение негативного влияния возможных аварий. Как известно, нештатные ситуации, сопровождающиеся разливами нефти и нефтепродук­тов, лучше и легче предотвра­щать, чем ликвидировать их по­следствия.

«Сургутнефтегаз» – един­ственная компания в России, ко­торая открыла у себя аккредито­ванную лабораторию по входному контролю качества металла труб.

«Это был «нож в сердце труб­никам», – подчеркнула Любовь Малышкина. – Благодаря ис­пользованию метода разрушаю­щего контроля только в про­шлом году было отбраковано и возвращено заводам-изготови­телям 20% труб ненадлежащего качества (от общего количества поставок)».

На предприятии применяют­ся различные технические мето­ды диагностики трубы. В том чис­ле, внутритрубная диагностика. На напорных нефтепроводах прово­дится периодическая очистка вну­тренней полости, а также прогонка выявляющего дефекты и места по­тенциальных аварий интеллекту­ального снаряда. Комплекс полу­ченных данных о состоянии труб позволяет своевременно выво­дить из эксплуатации аварийные участки промысловых трубопро­водов для текущего или капиталь­ного ремонта.

Лилия Давыдова, руководи­тель группы по защите от коррозии отдела экологической безопасно­сти управления экологической безопасности и природопользова­ния «Сургутнефтегаза», отметила: «Инженер по коррозии, как врач. Он анализирует результаты мони­торинга коррозии, делает заклю­чение и назначает лечение. Для постановки «диагноза» требуется большое количество данных, ко­торое позволяет получать целый комплекс исследований, проводи­мых с прогнозно-диагностически­ми целями. Методов мониторинга коррозии много: весовой, электро­химический, физико-химический. Весовой и электрохимический – это взаимодополняющие мето­ды определения скорости корро­зии. Весовой (хоть и говорят, что это методика прошлого века) дает возможность понять, возможно ли в данной среде развитие процес­са локальной коррозии, результат мы получаем спустя 1-3 месяцев. Электрохимический метод «дает ответ» в течение 5-10 минут. Фи­зико-химический анализ корро­зионной среды не дает напрямую значений скорости коррозии ста­ли в исследуемой системе, но по­зволяет оценить степень агрес­сивности условий эксплуатации нефтепромыслового оборудова­ния и сооружений. Мы не отдаем предпочтения какому-то одному методу коррозионного монито­ринга, каждый является важным в общей картине технической диаг- ностики».

Промысловые трубопроводы, построенные из углеродистой и низколегированной стали, под­вержены коррозии по нижней образующей труб (так называе­мая «ручейковая коррозия»). При этом происходит локальное утоне­ние стенки трубы, и в некоторых местах появляются коррозионные отверстия – свищи. Специалисты «Сургутнефтегаза» определяют с большой долей вероятности рис­ки развития «ручейковой корро­зии» и соответственно принима­ют меры защиты.

Поскольку до 85% порывов обусловлено именно коррозией, поэтому мероприятия по преду­преждению аварийности, в пер­вую очередь, направлены на предупреждение и защиту от вну­тренней коррозии трубопроводов. Одним из самых технологических методов защиты является инги­биторная защита. Принимаемые меры позволили сократить ава­рийные инциденты на трубопро­водах до минимума.

«Сургутнефтегаз» применя­ет ежегодно около 5 000 тонн ингибиторов коррозии – хими­ческих веществ, замедляющих процесс разрушения металла. Однако при передозировке ре­агента может возникнуть сбой на всех этапах производственного процесса подготовки нефти. И наоборот, низкая концентрация реагента может привести к ин­тенсивному развитию локальной коррозии. Поэтому при исполь­зовании ингибиторов необхо­дим жесткий контроль за соблю­дением режима дозирования. Мониторинг коррозии трубопро­водов протяженностью более 4 000 км осуществляется в 700 точ­ках контроля. Датчики монито­ринга контролируют эффектив­ность ингибиторной защиты в режиме реального времени. Это позволяет специальной службе оценивать степень агрессивно­го воздействия перекачиваемых сред, планировать и реализовы­вать меры защиты. На основании этих исследований проводится ежегодная плановая замена 500 км аварийно опасных участков трубопроводов. Работа по поиску наиболее эффективных в условиях деятельно­сти ОАО «Сургутнефте­газ» ингибиторов про­водится постоянно. Каждый год компани­ей проводятся промыс­ловые испытания но­вых регентов и подбор марок с улучшенными свойствами.

Впрочем, хороший эффект дают и традици­онные методы. «Техно­логи круглосуточно от­слеживают показания давления в трубе: если давление падает, то на данный участок на­правляется звено осмотра, даже если плановый обход произведен недавно, – говорит Андрей Силкин, начальник центральной инженер­нотехнологической службы НГДУ «Быстринскнефть». – В случае об­наружения утечки немедленно на­чинаются работы по локализации и устранению негерматичности и загрязнения. У нас имеется спе­циальное оборудование – трубо­резка, чтобы делать ремонт без­огневым способом, потому что в трубе содержится газ. Вообще, технологическая служба занима­ется регулярными обходами тер­ритории, на которой расположен трубопровод, с целью выявления протечек. Разработаны маршруты для каждой трубы. Раньше ходи­ли пешком, зимой – на лыжах. В настоящее время у нас есть боло­тоход, позволяющий совершать обходы трубопровода даже на труднопроходи­мых участках. Зимой используем снегохо­ды. Каждому обход­чику дается GPS-на­вигатор. Мы добились 100% обходов трубо­проводов».

Применение ком­плекса мер в услови­ях значительного ро­ста протяженности трубопроводов и их старения позволили ОАО «Сургу­нефтегаз» снизить частоту воз­никновения аварийных ситуаций. Отметим, что напорные промыс­ловые и межпромысловые нефте­проводы «Сургутнефтегаза» в по­следнее время эксплуатировались без аварий.