Сооружение морских трубопроводов

     Следует отметить, что элементы подсистемы, связанные с бурением и сооружением скважин, промышленными и хозяйственно-бытовыми объектами характеризуются точечным взаимодействием с окружающей средой, а промысловые и межпромысловые трубопроводы, подземные дороги – соответственно, с линейным. В то же время взаимодействие с окружающей средой на уровне всего месторождения является рассредоточенным и для оценки его количественных параметров на этапе синтеза полсистемы необходимо использовать модели интерференции.

     Для моделирования воздействия  эмиссий загрязняющих веществ объектов добычи газа на состояние  окружающей среды  необходимо выделить риски на разных этапах работ:

1)Этап обустройства месторождений:

2)Аварии при сооружении скважин;

3)Техногенное воздействие строительной техники;

4)Техногенное воздействие самих объектов;

5)Этап эксплуатации месторождений:

6)Аварии на промышленных объектах, включая скважины;

7)Разлив конденсата (для газоконденсатных месторождений);

8)Утечка газа;

9)Выбросы вредных веществ при сгорании природного газа на факелах;

10)Продувки скважин.

     Кроме того, существуют и другие виды геоэкологических рисков, которые необходимо учитывать в процессе добычи газа. Например, ухудшение качества подземных вод в прибрежных районах из-за возможной интрузии морских вод. Необходимо учитывать и региональные особенности взаимообусловленного воздействия геоэкологических рисков в подсистеме « добыча газа – окружающая среда». Они связаны так с географическим расположением объектов газодобычи (северные или южные регионы), так и с особенностями добычи газа на сухопутных, шельфовых и морских месторождениях природного газа. Это также должно быть предусмотрено при декомпозиции данной подсистемы.

     3. Транспортировка  газа.

     Единая  система газоснабжения России –  это широко разветвленная сеть магистральных  газопроводов, обеспечивающих потребителей газом с газовых месторождений  Тюменской области, республикой  Коми, Оренбургской и Астраханской областей. Протяженность газопроводов ЕГС составляет более 150 тыс. км. В нее входят 264 компрессорные станции, а общая мощность газоперекачивающих агрегатов – 43,8 млн. КВт. Кроме того, сегодня в группу Газпром входит 161 газораспределительная организация. Они обслуживают 403 тыс. км (75%) распределительных газопроводов страны и обеспечивают поставку 58% потребляемого газа (около 160 млрд. куб. м) в 70% населенных пунктов России.

     В связи с освоением новых газоносных регионов в ближайшие годы неизбежно  сооружение новых направлений вывода газа и, как следствие, существенное изменение схемы потоков газа. Это в свою очередь приведет к  необходимости пересмотра ныне существующих факторов рисков при разработке концепции развития газотранспортных систем, в том числе и геоэкологических. Так же как и для объектов добычи, методологию оценки геоэкологических рисков в транспортировании газа целесообразно дифференцировать на стадиях сооружения и эксплуатации (рис. 2).

     Масштабы  системы магистрально транспорта газа в Российской Федерации определяют приоритетное значение ГТС при оценке геоэкологических рисков во всей газовой отрасли. При этом элементы подсистемы, обозначенные как компрессорные станции, промышленные и хозяйственно-бытовые объекты определяют точечное воздействие на окружающую среду, а линейная часть газопроводов и подъездные дороги – соответственно, линейное. 
 

                  Для моделирования воздействия объектов транспорта газа на состояние окружающей среды необходимо выделять их на следующих этапах:

1. Этап сооружения газопроводов:

• Аварии при сооружении и испытаниях линейной части, газоперекачивающих агрегатов и дополнительного оборудования;

• Техногенное воздействие при строительстве объектов транспорта газа (эрозия, солифлюкация, оползни, изменение водного режима, нарушение режима особо охраняемых природных территорий, воздействие на миграции животных и т. д.);
• Эмиссия вредных веществ при работе строительной техники.

2. Этап эксплуатации газопроводов:

• Аварии на промышленных объектах, включая компрессорные станции и линейную часть;
• Утечка газа на компрессорных станциях и линейной части;
• Выбросы вредных веществ при сгорании природного газа на компрессорных станциях;
• Температурные воздействия в районах пермофроста с проявлением термокарстовых процессов.

     Следует иметь в виду, что основное воздействие  на окружающую среду оказывает эксплуатация газотурбинных приводов на компрессорных  станциях (КС), так как на топливный  газ приходится 80% от общего расхода  на собственные технологические  нужды. Величина отношения расхода на топливного газа к количеству транспортируемого газа характеризует эффективность работы компрессорной станции. При работе КС по сложившейся технологической схеме данный показатель оценивается в 33 м³/млн. м³* км. Этот объем газа сжигается на компрессорных станциях с выделением в дискретных точках трассы газопровода вредных веществ в виде оксидов азота и других вредных веществ (оксилы углерода, оксиды серы, соединения тяжелых металлов, летучие органические соединения и др.). Состав эмитируемых вредных веществ зависит от состава природного газа, что также является одним из компонентов геоэкологических рисков.

     За  последние годы был проведен целый  комплекс исследований, направленный на сокращение выбросов вредных веществ  при эксплуатации газопроводов, в  том числе с продуктами сгорания на КС.

     Величины  критических нагрузок эмитируемых  при работе газокомпрессорных станций  окислов азота, серы и других поллютантов  могут быть рассчитаны для каждой экосистемы на территории того или  иного региона. Расчет критических  нагрузок осуществляется для всех возможных  комбинаций почв и растительных видов  в случае наземных экосистем или водной биоты (включая рыб) и природных типов вод для водных экосистем. Принимая во внимание широкое разнообразие экосистем, величины критических нагрузок азота сравниваются с поступлением его соединений с атмосферными осадками. Выявляются экосистемы, для которых величины критических нагрузок повышены. Сопоставляя величины превышений для различных регионов, можно определить такой уровень необходимого сокращения эмиссии соединений азота и других поллютантов, чтобы величины критических нагрузок не были превышены. Это сокращение должно осуществляться как на локальном, так и на региональном уровне, поскольку соединения азота за время жизни в атмосфере могут быть перенесены на значительные расстояния (до нескольких тысяч километров). Часто подобный перенос осуществляется в трансграничном и даже в трансконтинентальном масштабе, что требует международных подходов для снижения эмиссии соединений загрязняющих веществ в атмосферу. Расчеты снижения выбросов поллютантов производится с использованием эколого-экономических оптимизационных моделей, позволяющих оценить изменение уровней превышений критических нагрузок в течение длительного периода времени в самых различных частях ГТС ЕСГ России.

     Далее, необходимо рассмотреть и обратное влияние геоэкологических факторов на состояние ГТС с тем, чтобы  учитывать соответствующие геоэкологические риски. Среди этих рисков могут быть названы следующие:

1)Коррозионные нарушения трубопроводов за счет агрессивной физико-химической  и биологической среды;

2)разрывы трубопроводов при деформациях грунтов различной природы (поверхностная эрозия, солифлюкация, оползни, термокарст, проседания, водные размывы).

     Важно также учитывать и более сложно структурированные геоэкологические факторы и связанные с ними риски. Так, анализ пространственно-временного распределения аварий на линиях газопроводных сетей в пределах территории Восточно-Европейской платформы в совокупности с некоторыми параметрами, отображающими ее современную геодинамическую активность, указывает на более чем однозначную приуроченность аварийных ситуаций к геоструктурным нарушениям земной коры и коррелируемость с периодами активизации платформы под влиянием ее колебательных движений. Более детальное изучение данной зависимости позволит значительно снизить геоэкологические риски и аварийность на трубопроводах.

Добываемый в России природный газ поступает в магистральные газопроводы, объединенные в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) России.ЕСГ является крупнейшей в мире системой транспортировки газа и представляет собой уникальный технологический комплекс, включающий в себя объекты добычи, переработки, транспортировки, хранения и распределения газа. ЕСГ обеспечивает непрерывный цикл поставки газа от скважины до конечного потребителя.  

                В состав ЕСГ входят 160,4 тыс. км магистральных газопроводов и отводов, 215 линейных компрессорных станций с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов в 42 тыс. МВт, 6 комплексов по переработке газа и газового конденсата, 25 объектов подземного хранения газа.Благодаря централизованному управлению, большой разветвленности и наличию параллельных маршрутов транспортировки ЕСГ обладает существенным запасом надежности и способна обеспечивать бесперебойные поставки газа даже при пиковых сезонных нагрузках.Единая система газоснабжения России принадлежит «Газпрому».При формировании газотранспортной системы «Газпрома» в 70–80-х гг. прошлого века в нее был заложен значительный запас прочности. По состоянию на 31 декабря 2009 года, 44,5% всех магистральных газопроводов имеет срок службы от 21 года до 33 лет, 27,4% — более 33 лет. Около 18% всех газопроводов работают от 11 до 20 лет и только около 10% — моложе 10 лет.Стабильность их функционирования обеспечивается благодаря внедрению прогрессивных методов диагностики, проведению планово-предупредительных и ремонтных работ. Объективным свидетельством этому является снижение количества технических отказов на газопроводах с 32 в 2002 г. до 14 в 2009 г.  

В целях поддержания высокого уровня надежности газотранспортной системы «Газпром» на системной основе реализует комплексные программы реконструкции и технического перевооружения газотранспортных объектов.Основными задачами реконструкции объектов газотранспортной системы являются:                                                                       1)Ликвидация «узких» мест в газотранспортной системе с учетом существующей и перспективной загрузки газопроводов;                                                                                                                                                                2) Поддержание достигнутого уровня технически возможной производительности газотранспортной системы путем проведения комплексной реконструкции компрессорных станций и линейной части газопроводов;                          3)Повышение производительности участков газотранспортной системы для создания запаса, необходимого для проведения работ по капитальному ремонту газопроводов в оптимальных объемах;                                             4)Повышение гибкости и маневренности работы газотранспортной системы путем строительства межсистемных перемычек;                                                                                                                                                                               5) Подготовка газопроводов к проведению внутритрубной диагностики;                                                                              6)Повышение надежности газоснабжения потребителей путем реконструкции газопроводов-отводов и газораспределительных станций;                                                                                                                                     7) Поддержание достигнутых показателей подземных хранилищ газа (ПХГ) с высокой степенью их надежности на базе высокоэффективного оборудования;                                                                                                                                           8) Дальнейшее наращивание показателей эффективности ПХГ.

В настоящее время ОАО «Газпром» разрабатывает проект программы «Комплексного капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов ОАО „Газпром“ на 2011–2015 гг.» и проект «Комплексной программы реконструкции и технического перевооружения объектов транспорта газа и компрессорных станций подземных хранилищ на 2011–2015 гг.».