Институт развития технологий ТЭК (ИРТТЭК)
Статьи, аналитика

Мониторинг качества сырой нефти, поступающей для транспортировки по системе магистральных трубопроводов

Мониторинг качества сырой нефти, поступающей для транспортировки по системе магистральных трубопроводов
12.08.2021
Инцидент июня 2021 года с попаданием в систему «Дружба» хлорорганических соединений заставляет снова поднять вопрос о введении в России дополнительного операционного контроля качества нефти, поступающей от производителей в магистральные нефтепроводы ПАО «Транснефть». 

Основная задача уникальной системы трубопроводного транспорта сырой нефти, созданной в РФ, – обеспечение бесперебойного и безопасного транспорта нефти и нефтепродуктов по экономически обоснованным тарифам.

Особенность национальной трубопроводной системы – (а) значительные объемы нефти, поставляемые по трубопроводам на экспорт и (б) монопольное положение.

Транспортные компании несут ответственность перед грузоотправителем и грузополучателем за качество и сроки доставки, поэтому они должны иметь возможность контролировать соблюдение технологических регламентов, условий доступа и спецификаций нефти, подаваемой в трубопроводную систему. С учетом пунктов (а) и (б) выше, необходимость повышения эффективности контроля особенно важна для РФ, поскольку каждый случай несоответствия качества любой поставки крайне негативно отражается на репутации транспортной компании и страны. Не говоря о прямых финансовых потерях.

Во всем мире несоблюдение нефтяными компаниями регламентов и условий доступа к магистральным нефтепроводам (в случае поставок газа и поставщик основных объемов, и трубопроводная система – единая компания под одним управлением) прямо или косвенно разрушают ценность бренда транспортной компании как надежной, представляя ее неспособной обеспечить управление сложной транспортной инфраструктурой[1]. Репутационные потери нефтетранспортных компании вследствие загрязнений нефти добавляют минусов к и без того достаточно противоречивому общественному образу нефтегазовой отрасли, что иллюстрируются и зарубежными материалами[2],[3].

Совершенствование операционного контроля - главный путь преодоления описанных издержек.

Операционный контроль качества нефти – это совокупность мероприятий, в том числе организационных и технических, по обеспечению контроля параметров и показателей качества нефти во время выполнения технологических операций по подготовке нефти и ее перекачке до приемо-сдаточного пункта (в части ознакомления со схемами подготовки и перекачки нефти и отбора проб подготовленной нефти, далее - ПСП), при проведении товарно-коммерческих операций с применением систем измерений показателей качества и количества нефти, а также обеспечение контроля проведения испытаний нефти в лабораториях грузоотправителей (на входе в систему МН, как правило, испытательные лаборатории принадлежат нефтяникам и контроль качества нефти в них сегодня осуществляется без участия квалифицированных специалистов Транснефти).

На примере «Транснефти» - основной целью операционного контроля является обеспечение надежности и прозрачности процедуры подготовки и сдачи нефти от грузоотправителей на ПСП, недопущение приема некондиционной нефти в систему ПАО »Транснефть», организация поэтапного контроля качества нефти на всех стадиях приема/сдачи нефти для своевременного принятия решений при возможном ухудшении качества нефти.

Предпосылки повышения контроля

Впервые о необходимости введения дополнительной линии контроля на пути некачественной нефти в трубу заговорили в 2019 году, когда «заражены» ХОС оказались около 6 млн т сырья. Выплату компенсаций пришлось взять на себя ПАО «Транснефть». Опираясь на этот факт, компания выступила с инициативой передать ей операционный контроль качества нефти на ряде пунктов приема – раз уж компания отвечает своими деньгами за поставки некондиционного сырья, у нее должна быть возможность предотвращать такие поставки. Фактически речь шла о том, что «Транснефть» хочет взять на себя функции контроля формирования потоков нефти для исключения повторения подобных инцидентов в будущем.

После 2019 года компания уже ужесточила контроль на тех участках, где это было возможным. Например, проверка содержания ХОС, ранее проводившаяся раз в 10 дней, была переведена в ежедневный режим. Именно это, судя по всему, позволило в июне этого года оперативно отследить попадание некондиционного сырья и оперативно локализовать его.

В то же время допуск специалистов «Транснефти» на ПСП сторонних грузоотправителей в настоящий момент ограничен. Многие такие пункты имеют систему сливных эстакад с системой емкостей, предназначенных для приема нефти с промысловых трубопроводов, с автомобильного и иных видов транспорта. «Последнее позволяет недобросовестным грузоотправителям отправлять не только товарную нефть, но и тяжелые остатки ее переработки, а также иные химические продукты и реагенты. Деятельность таких ПСП непрозрачна и создает почву для проведения техопераций криминогенного характера», – уверены в компании.

При этом, как подсчитали привлеченные в 2019 году «Транснефтью» и Минэнерго эксперты, для загрязнения миллионов тонн нефти было достаточно всего 200-300 т хлорсодержащего вещества. Такое количество даже сейчас может легко попасть в систему в межконтрольный период и таким образом миновать действующие предохранительные линии.

Подготовка товарной нефти и источники загрязнения

Подготовка товарной нефти является одной из важнейших технологических операций в нефтедобыче. Поступающая из недр продукция состоит из множества компонентов: помимо полезного продукта, в ней содержится вода, применяемая для поддержания пластового давления, минеральные загрязнители, а также растворимые в воде и углеводородах примеси (соли, газы и т. п.). Таким образом, перед отправкой конечному потребителю нефть проходит целый ряд этапов очистки (сепарация, дегазация, обессоливание и проч.).

Другие включения, такие как хлорорганика, могут добавляться в сырую нефть намеренно, для повышения нефтеотдачи пласта, хлорсодержащие сольвенты могут использоваться в процессе эксплуатации скважин для борьбы с отложениями парафина в скважине. Кроме того, хлорорганические соединения могут использоваться трубопроводными компаниями для растворения накапливающихся в трубах наслоений и тяжелого осадка на дне резервуаров для хранения нефти и очистки оборудования. В результате небольшие количества хлоридов могут смешиваться с нефтью.

Это отнюдь не уникальная российская проблема.

Специалисты отрасли в США, проводившие анализ загрязнений, выявленных в 1980-е годы, отмечали также, что нельзя исключать ситуаций, когда добавление хлорорганических веществ в сырую нефть может быть следствием намеренных действий с целью увеличить объем нефти для продажи, или в случае опасных веществ, чтобы избежать затрат на организацию их хранения на месторождениях.[4]

Поскольку на разных этапах подготовки нефти существует вероятность попадания в товарную нефть нежелательных примесей, система мониторинга качества принимаемого сырья нуждается в модернизации. В 2019 году ПАО «Транснефть» предложило ряд шагов в этом направлении. Контроль ведения учетных операций и определения качества нефти по системам измерения количества и качества нефти (СИКН) путем проведения внеплановых проверок и отбора проб нефти предлагалось вести по нескольким направлениям:
  1. Контроль показателей качества нефти на соответствие ГОСТ Р 51858 и ТР ЕАЭС 045/2017 каждого из грузоотправителей (далее – ГО), не имеющих собственных ПСП и сдающих нефть через сторонние ПСП;
  2. Внедрение обязательного контроля качества подготовленной нефти в товарных резервуарах ГО, включая право представителей «Транснефти» на проведение выборочного (периодического) контроля показателей качества подготовленной нефти в резервуарах ГО;
  3. Наличие у потребителя аккредитованной в национальной системе аккредитации испытательной лаборатории нефти и проведение испытаний в присутствии квалифицированного представителя «Транснефти»;
  4. Контроль соблюдения схемы работы подводящих нефтепроводов от объектов подготовки нефти до СИКН, резервуаров с подготовленной нефтью, принадлежащих потребителю;
  5. Организация электронного доступа и видеонаблюдения на объектах ПСП.

Соответствующие предложения с проектом регламента взаимоотношений были разосланы для согласования нефтяным компаниям.

Позиция нефтяных компаний

По состоянию на июль 2021 года заметного прогресса достичь не удалось, многие производители сырья полностью или частично отказываются признавать необходимость каких-либо изменений. Так, по имеющимся данным, о своем положительном отношении к предлагаемым изменениям сообщили только ПАО «ЛУКОЙЛ» и ПАО «Татнефть». Причем первая компания в своем ответе подтвердила «необходимость разработки и введения типовой формы Регламента взаимоотношений сторон, учитывающего единые, системные требования и положения, направленные на обеспечение безопасного режима работы объектов, достоверного ведения учетных операций и обеспечения контроля качества нефти при приеме в систему магистральных нефтепроводов». Вторая практически полностью согласилась с внедрением операционного контроля на своих ПСП.

Категоричней остальных против идеи высказалось ПАО «Роснефть». В своих ответах компания дает понять, что любое согласование Регламента взаимоотношений сторон (далее - РВ) в настоящий момент преждевременно, обсуждение ведется на уровне центрального аппарата ПАО. В качестве главных аргументов «против» компания упоминает:

  1. Нормативную неопределенность самого понятия «операционный контроль»;
  2. Необходимость исключения нормативных документов «Транснефти» из РВ
  3. Предложение ограничить зону действия контроля исключительно ПСП, а область – только на параметры подготовки нефти.
  4. Предлагаемые «Транснефтью» меры будут сопряжены с дополнительными расходами и могут привести к росту тарифов на транспортировку.

Достаточно жесткую позицию заняло также ПАО «Сургутнефтегаз». По мнению компании, положения действующего регламента уже позволяют осуществлять операционный контроль, а инициативы «Транснефти» характеризуются как направленные на подмену функций контрольных органов.

Особый интерес представляет выдвигаемый «Сургутнефтегазом» аргумент о недопустимости одностороннего прекращения приема нефти в систему МН. Как уже упоминалось, для загрязнения больших объемов товарной нефти может быть достаточно незначительных количеств загрязняющих веществ, которые способны попасть в систему в течение небольшого периода времени. Поэтому возможность оперативной остановки процесса приема нефти в случае обнаружения инцидента представляется в высшей степени оправданной мерой.

Позиции других компаний, таких как «Газпром нефть», «Русснефть» более гибки и демонстрируют определенную готовность к достижению компромисса, но в то же время отмечается необходимость дальнейших согласований.

Ужесточение контроля в 2019-2020: усилия «Транснефти»

В течение 2019 – 2020 гг. ПАО «Транснефть» организовала ряд работ по ужесточению контроля качества нефти, принимаемой в систему магистральных нефтепроводов:

  • Разработана концепция обеспечения операционного контроля за работой приемо-сдаточных пунктов (ПСП) на приеме нефти в систему магистральных нефтепроводов (ООО «НИИ Транснефть»)

  • Разработана и реализуется программа организации и проведения операционного контроля качества нефти на ПСП, принадлежащих «Транснефти»;

  • Внедрение в испытательных лабораториях единой лабораторной информационной системы (ЕЛИС), позволяющей исключить влияние человеческого фактора на результаты испытаний нефти и нефтепродуктов.

ПАО «Транснефть» подготовлены и направлены в адрес Правительства Российской Федерации предложения по нормативному закреплению в Постановлении Правительства РФ от 29 марта 2011 г. № 218 «Об обеспечении недискриминационного доступа к услугам субъектов естественных монополий по транспортировке нефти (нефтепродуктов) по магистральным трубопроводам в Российской Федерации и признании утратившими силу некоторых актов Правительства Российской Федерации» положений, обеспечивающих усиление контроля качества нефти, в том числе по установлению операционного контроля ПАО »Транснефть» ПСП нефти, принадлежащих потребителям услуг[5].

По результатам рассмотрения обращения ПАО «Транснефть» Заместителем председателя Правительства Российской Федерации А.В. Новаком дано поручение Минэнерго России, Минэкономразвития России, ФАС России и ПАО «Транснефть» проработать представленные предложения по закреплению в Постановлении операционного контроля ПСП, принадлежащих потребителям услуг.

Однако доработанный проект Постановления в Компанию не поступал, информация о выработке министерствами консолидированной позиции по рассматриваемому вопросу, как и доклад Минэнерго России в Правительство Российской Федерации (его содержание) по результатам исполнения Поручения в адрес Компании так и не поступил, что может трактоваться не только как полную незаинтересованность нефтяных компаний в установлении и поддержании высоких стандартов качества нефти, поставляемой в систему магистральных нефтепроводов, но и как возможность перекладывания ответственности за потенциальные инциденты на нефтетранспортную компанию.

В таком случае, кроме предельно административных механизмов воздействия на менеджмент нефтяных компаний, необходимо применять весь комплекс мер принуждения к ведению современного бизнеса, включая этические принципы, социальную ответственность, экологическую ответственность. То есть отказ большинства НК от предложенных механизмов мониторинга качества нефти показывает ограниченность мышления менеджмента этих компаний, стремление к извлечению прибылей любой ценой, что может подорвать доверие к компаниям со стороны акционеров и потенциальных инвесторов.

Мероприятия операционного контроля

Мероприятия по операционному контролю подразделяются на организационные и технологические. Организационные мероприятия не вносят дополнительных финансовых затрат, могут быть выполнены существующим персоналом ПСП и технологическими службами сдающей и принимающей сторон.

Необходимо отметить, что некоторые пункты операционного контроля уже сегодня выполняются владельцами ПСП по внутренним договорам между владельцем ПСП и ГО - например, обеспечение контроля качества ГО, не имеющих собственных ПСП. Такие данные о качестве нефти ГО необходимо обрабатывать, сохранять и, в случае необходимости, использовать при проведении расследований и поиска причин образования некондиционной нефти.

Оценка затрат на внедрение технических мероприятий, таких как системы контроля и управления доступом (СКУД) и системы видеофиксации на одном объекте ПСП, по расчетам ПАО «Транснефть», составляет около 3…5 млн рублей, что является незначительной суммой для реализации данного мероприятия в рамках технического перевооружения и реконструкции объектов подготовки и сдачи нефти грузоотправителей / владельцев ПСП.

Основными организационными мероприятиями операционного контроля являются:

  • Классификация объекта подготовки и сдачи нефти (периодичность сдачи, число ГО и т.д.)

  • Внесение изменений в регламент взаимоотношений сторон в части операционного контроля качества нефти

  • Внесение изменений в Инструкцию по эксплуатации систем измерения количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов (СИКН) в части операционного контроля качества нефти

  • Обеспечение контроля качества нефти каждого ГО, не имеющих собственных СИКН

  • Обеспечение контроля качества нефти в товарных резервуарах, подготовленных к сдаче, особенно при ухудшении качества и при периодической сдаче нефти ГО

  • Обеспечение контроля всего объема замеров качества нефти согласно установленным стандартизованным методикам измерений

  • Обеспечение контроля соблюдения требований по отбору, смешению, разделке, перемещению и хранению проб

  • Технологический и метрологический контроль за соблюдением технологических регламентов при подготовке и сдаче нефти, за техническим обслуживанием оборудования СИКН, по пломбировке СИ и запорной арматуры, влияющей на достоверность измерений показателей качества нефти на ПСП

  • Организация беспрепятственного доступа на объекты ПСП представителям принимающей нефть стороны

  • Обеспечение внеплановых проверок объекта НК на соответствие технологического регламента подготовки нефти, выполнения требований ТУ на подключение к МН, соблюдения инструкции по эксплуатации СИКН.

Основные технические мероприятия по операционному контролю качества нефти включают:
  • Оснащение системами контроля управления доступом (СКУД) на объекты ПСП

  • Оснащение системами видеофиксации объектов ПСП

  • Доработка ПО СИКН для передачи данных по константам СИ СИКН

  • Организация передачи данных по качеству нефти в информационные системы организаций системы «Транснефть» (далее – ОСТ)

  • Оснащение поточными анализаторами качества БИК (блок измерения контроля показателей качества нефти и нефтепродуктов) СИКН (в долгосрочной перспективе по готовности новых анализаторов для измерения концентрации ХОС и других веществ)

  • Оснащение испытательных лабораторий ПСП резервными анализаторами качества.


Возможное решение - административное

Наиболее эффективным способом решения данного вопроса явилось бы прямое поручение Правительства РФ ВИНК оказать содействие в установлении операционного контроля на ПСП грузоотправителей и утверждение подготовленной ПАО «Транснефть» актуализированной редакции проекта постановления Правительства Российской Федерации «О внесении изменений в Правила обеспечения недискриминационного доступа к услугам субъектов естественных монополий по транспортировке нефти (нефтепродуктов) по магистральным трубопроводам в Российской Федерации».

Кроме того, современные технологии позволяют приступить к модернизации системы мониторинга качества нефти на следующих принципах:

  • Анализ нескольких (наиболее важных) характеристик принимаемой нефти в реальном времени

  • Разработка процедур маркировки каждой принимаемой партии нефти с привязкой к поставщику

  • Разработка математических моделей оперирования смесями нефтей с различными квалиметрическими характеристиками

  • Цифровизация пунктов подготовки, приема и сдачи нефти под форматы IoT (интернет вещей), предполагая в дальнейшем включения в такую сеть и маркеров нефтей

  • Разработка программного обеспечения для составления умных контрактов (smart contracts) с поставщиками нефти

  • Организация процедур страхования от таких рисков, как прием в систему МН загрязненной нефти.

Три важных фактора, которые необходимо учитывать в ситуации, когда возможны спорные ситуации с потенциально значительной суммой убытка:
  • максимальная прозрачность и открытость процедур и данных

  • совершенствование процедур и правил

  • совершенствование технологий измерения

Организационные мероприятия необходимо провести в кратчайшее время и выявить все потенциальные риски и способы управления ими.


Приложение 1.

Примеры загрязнения сырой нефти, поставляемой по трубопроводам или танкерами за рубежом (история вопроса)

Загрязнение нефти и необходимость совершенствования принципов и механизмов контроля качества углеводородного сырья не является специфической российской проблемой. Проблема эта отраслевая, и аварии, инциденты с загрязнением нефти нефтяные и особенно нефтетранспортные структуры происходят по всему миру. Как представляется, известные зарубежные прецеденты с нарушением качества нефти, также являются дополнительным аргументом в пользу повышения операционного контроля у нас, в России.

Ниже мы приведем обзор подобных примеров из истории развития иностранных нефтетранспортных систем, точнее тех из них, которые нашли широкое освещение в СМИ.

В 1980-е годы серия случаев поставки по нефтепроводам загрязненной нефти на НПЗ в США, раскрытых в печати (Tulsa Tribune), привела к расследованию причин загрязнения и предложений по контролю за недопущением загрязнений. Публикации утверждали, что переработка такой загрязненной нефти увеличивает риски пожаров и взрывов на НПЗ, может привести к загрязнению окружающей среды. Отмечалось, что загрязнения могут быть вызваны разными причинами, а сами загрязняющие вещества как присутствовать в нефти по естественным причинам, так и быть неприродного происхождения, включая случайный или намеренный сброс отходов.

Поскольку на пути от месторождения до НПЗ нефть контролируют несколько сторон, выяснить, где и когда загрязняющие вещества могли попасть в транспортируемую нефть сложно. Несмотря на то, что нефтяные компании периодически тестировали сырую нефть на отсутствие загрязнений, не вся попадавшая в трубопровод сырая нефть тестировалась из-за большого числа точек входа, значительной потребности в персонале на выполнение подобных тестов и связанных с этим финансовых затрат.

Следует отметить, что это было период до «сланцевой революции», когда значительная доля нефти, потребляемой в США, импортировалось в страну, т.е. большие потоки шли от импортных морских терминалов на внутренние НПЗ.

В 1980-е трубопроводные компании, как правило, тестировали не всю поступающую сырую нефть на наличие загрязнений (не нефтяной природы). Например, the Mid-Continent Pipeline Company (MCPL) из штата Оклахома, владевшая только одним из региональных магистральных нефтепроводов, управляла 11-тью основными точками входа, 210-тью автоматическими узлами передачи нефти (automatic custody transfer (ACT) [Узел ACT автоматически измеряет объем поступающей в нефтепровод сырой нефти и производит отборы представительных проб] и примерно 2,300 арендованными узлами [lease oil connections – узлы доступа на участках добычи], через которые нефть попадала в нефтепровод.

Сырая нефть, поступающая с арендованных узлов и из хранилищ нефти, не анализировалась регулярно на предмет выявления загрязняющих веществ, по крайней мере до тех пор, пока не возникли какие-то проблемы с нарушением согласованных параметров.

Сырая нефть, поступающая с арендованных узлов и из хранилищ нефти, не анализировалась регулярно на предмет выявления загрязняющих веществ, по крайней мере до тех пор, пока не возникли какие-то проблемы с нарушением согласованных параметров.

Сырая нефть попадала в магистральные нефтепроводы через узлы ACT во всех главных точках входа и выхода из трубопровода. На небольших узлах ACT расположенных в точках присоединения нефтесборных сетей к магистральному нефтепроводу, велся периодический отбор контрольных проб и их хранение. Собранные и сохраненные пробы проходили дополнительную проверку в случае, если поступали жалобы от НПЗ или при выявлении других признаков загрязнения. Кроме того, периодически проводился анализ проб, на случайным образом выбранных небольших узлах ACT, что позволяло контролировать качество транспортируемой нефти.

Анализ, проведенный по результатам упомянутых выше публикаций[6], выявил 40 случаев загрязнения нефти, из которых только 5 были упомянуты в публикациях Tulsa Tribune. В трех случаях результатом стало повреждение оборудования НПЗ, в одном случае возник крупный пожар, ущерб от которого составил миллионы долларов [в долларах 1990-х; сейчас это примерно в два раза больше]. Интересно, что представители госорганов и отрасли, участвовавших в обсуждении данных инцидентов разошлись в своих взглядах на характер влияния загрязнений. Согласные с тем, что определенные загрязнения способны оказать влияние на работу НПЗ, они при этом сомневались в том, что неприродные загрязнения были причиной значительных дополнительных рисков безопасности, здоровью или окружающей среде.

Подтвержденные случаи загрязнений 1981-1989 гг.

Анализ загрязнений подтвердил пять событий с участием шести компаний, о которых писала Tulsa Tribune. В трех случаях отмечалось повреждение оборудования, включая пожар в 1982 году на НПЗ Beaumont компании Mobil Oil в Техасе, убытки от повреждений в результате которого составили $7 млн. Деятельность НПЗ пострадала и в двух других случаях. В одном, загрязненную нефть пришлось оставить в резервуарном парке пока она не была разбавлена чистой нефтью и переработана. Во втором случае работа НПЗ была остановлена для чистки колонн дистилляции.

Отраслевые источники сообщили о 35 других случаях в период с 1982-го по 1989-й годы когда загрязняющие вещества были обнаружены в ходе проверок качества нефти до ее поступления в трубопроводную систему.

Выявленные загрязнители включали хлориды, йод, спирты, бром, азот и железо. Наибольшую опасность по мнению специалистов отрасли представляли сольвенты, такие как хлорорганические соединения, которые высоко коррозионны в процессе переработки нефти. Отмечалось, что несмотря на регулярный мониторинг состава сырой нефти, выявить загрязняющие вещества удается не всегда, поскольку не все виды загрязняющих веществ контролируются в каждой поставке.

В таблице 2.1 приведены случаи загрязнений, включая тот, что привел к пожару, которые загрязнения не были выявлены до момента попадания нефти на НПЗ. В таблице 2.2 приведены случаи тех загрязнений, которые были выявлены до попадания нефти в нефтепровод.

Таблица 2.1

 

 

 

Год

Компания

Загрязнитель

Результат загрязнения

Зафиксированный убыток

1989

Quaker State's Congo Refinery, Newell, W.Va.

Carbon tetra-chlorides

Affected refinery

operations3

None

1987

Sinclair Refinery, Tulsa, Okla.

Alcohol

Damaged refinery
equipment (not refined)

$20,000 to 30,000

1987

Atlas Refinery,
Shreveport, La.

Bromine, iodine,
chlorides, nitrogen

Operational

problems13

Unknown

1982

Mobil Oil Co.,
Beaumont, Tex.

Chlorides

Fire and refinery
shutdown

$7 million

1981

Conoco Oil Co., Ponca City, Okla

Organic chlorides

Damaged refinery

equipment

Cost of replacing pipe

 

Случаи загрязнения нефти по данным отраслевых источников

Период

Компания

Число случаев

Загрязняющие вещества

1982-1989

Mid-Continent Pipeline Co., Tulsa, Okla.

33

Хлориды, железо, бензин

1984

Conoco Oil Co., Guernsey, Wyo.

1

Отходы использованных сольвентов

1989

Shell Oil Co., New Orleans, La.

1

Хлориды

 

С 1990-х годов каких-то значительных инцидентов с загрязнением нефти при поставке по трубопроводам или при танкерной отгрузке не сообщалось.

Тем не менее периодически пресса сообщает о тех или иных инцидентах, связанных с обнаружением загрязняющих веществ в нефти и конденсате, поставляемым по нефтепроводам или при танкерных отгрузках. Чаще всего это было связано с наличием хлорорганических соединений и H2S.

В январе 2020 года Казахстан остановил экспорт нефти в Китай после выявленного загрязнения хлорорганическими соединениями[7] и остановки приема сырой нефти в магистральный нефтепровод национальной компании КазТранОйл сырой нефти, поставляемой дочерней компанией китайской CNPC - Актобемунайгаз. Анализ нефти в системе КазТрансОйл выявил содержание хлорорганических соединений в 70-120 ppm, что значительно выше предельно допустимого значения в 6 ppm установленного в РФ и Казахстане.

Общие данные об авариях на трубопроводах, транспортирующих нефть и нефтепродукты в США за 2010-2019 гг., приведены в таблице ниже.[8] Суммарный размер ущерба от этих аварий составил примерно $2.8 млрд. Максимальный ущерб в отдельный год – $1 млрд, в течение всего периода кроме 2010 года размер ущерба находился в диапазоне $120-270 млн, при этом в год фиксировалось примерно 350-450 аварий.


Сводные данные об авариях на трубопроводах опасных жидкостей и ущербе по данным PHMSA (США)

Год

Число случаев, ед.

Смерти, чел.

Повреждения, ед.

Эвакуация, ед.

Ущерб ($)

Пожары, ед.

Взрывы, ед.

2010[9]

350

1

3

686

1,075,193,990

8

1

2011

344

0

1

201

273,526,547

9

2

2012

366

3

4

235

145,477,426

10

2

2013

401

1

6

858

278,525,540

15

2

2014

455

0

0

34

140,211,610

20

4

2015

460

1

0

138

256,251,180

16

1

2016

420

3

9

104

212,944,094

17

2

2017

415

1

1

58

163,118,772

7

0

2018

405

0

2

165

152,573,682

15

1

2019

362

0

0

3

114,568,377

13

0

ИТОГО

3978

10

26

2482

2,812,391,218

130

15


Среди причин преобладают проблемы с работой оборудования, коррозия или ошибки эксплуатации.


Решения, принимавшиеся во избежание загрязнения нефти

Для покупателей подобные инциденты оборачивается неполученным сырьем или рисками повреждения оборудования, для поставщиков убытками и штрафами, для транспортных трубопроводных компаний – серьезными имиджевыми потерями.

Большую часть, если не все из подобных случаев, можно было бы избежать, если бы все участники цепочек поставок выполняли существующие требования и нормативы. Дополнительные меры контроля до сих пор были либо чрезмерно затратны, либо не очень эффективны. Кроме того, подобные случаи все-таки, к счастью, достаточно редки. Однако развитие технологий позволяет по-новому посмотреть на организацию контроля за качеством нефти, отгружаемой потребителям трубопроводным транспортом.

Необходимость контроля загрязнений нефти и нефтепродуктов давно и хорошо известна в мире. В разных странах действуют похожие стандарты и методы определения загрязнений. Более того такие стандарты постоянно совершенствуются и уточняются. C 01.06.2021 вступила в действие новая, вторая редакция стандарта ГОСТ Р 52247-2004 «Нефть. Методы определения хлорорганических соединений».[10] В Китае летом 2019 года введен запрет на импорт сырой нефти, в которой содержание хлорорганических соединений превышает 10 ppm.[11]



[1] https://regnum.ru/news/3322148.html

[2] How Russia contaminated $2.7 billion of oil exports to Europe | Reuters

[3] Even if oil and gas disappear, pipelines are here to stay - The Verge

[4] https://www.gao.gov/assets/rced-90-114br.pdf

[5] О ходе реализации мероприятий по внедрению операционного контроля ПСП на приеме в систему магистральных нефтепроводов. ПАО Транснефть, декабрь 2020.

[6] https://www.gao.gov/assets/rced-90-114br.pdf

[7] Kazakhstan suspends oil exports to China after fresh contamination (hydrocarbonprocessing.com)

[8] Pipelines Continue to Catch Fire and Explode - FracTracker Alliance

[9] 2010 – повреждение нефтепровода в Marshall, MI, попадание 819,000 галлонов нефти в реки впадающие в реку Kalamazoo River, 2010 – Взрыв газопровода в San Bruno, CA, гибель 8 человек, пострадали еще 60, разрушено 37 жилых домов.[ Keeping America’s Pipelines Safe and Secure: Key Issues for Congress - EveryCRSReport.com]

[10] Изменение №2 к ГОСТ Р 52247-2004а | НАЦИОНАЛЬНЫЕ СТАНДАРТЫ (gost.ru)

[11] China bans imports of crude oil contaminated with organic chloride | Reuters


© 2018-2020 Все права защищены.