Оценка техногенной безопасности при разработке газоконденсатных месторождений в условиях Арктики

УДК 614.8

И.В. Сосунов, Н.Н. Посохов, С.В. Горбунов

Оценка техногенной безопасности при разработке газоконденсатных месторождений в условиях Арктики

Аннотация

Статья посвящена анализу методов оценки техногенной безопасности при эксплуатации опасных объектов техносферы и оценке факторов, влияющих на безопасность при разработке газоконденсатных месторождений в условиях арктического континентального шельфа. На основе проведенного анализа выявленные потенциальные опасности при эксплуатации морских объектов добычи и транспортировки газа и газового конденсата, которые обусловлены возникновением аварий с разгерметизацией технологического оборудования и выброса их содержимого в окружающую природную среду.

Ключевые слова: оценка риска; техногенная безопасность; газоконденсатные месторождения арктического континентального шельфа; аварии при разработке газоконденсатных месторождений в условиях Арктики.

Содержание

Введение

1. Методы оценки техногенной опасности при эксплуатации газоконденсатных месторождений арктического континентального шельфа

2. Анализ факторов, влияющих на безопасность при разработке газоконденсатных месторождений в условиях Арктики

3. Оценка ожидаемой частоты возникновения аварий при эксплуатации Штокмановского газоконденсатного месторождения

Заключение

Литература

Введение

В современных условиях ускорение темпов и расширение масштабов производственной деятельности неразрывно связано с возрастающим использованием опасных веществ, инновационных технологий, добычей природных ресурсов, в результате чего резко возрастает потенциальная угроза здоровью и жизни людей, окружающей среде, материальной базе экономики.

В первую очередь это относится к объектам нефтегазового комплекса, где имеет место постоянная интенсификация технологий, связанная с возрастанием температур, давлений, укрупнением единичных мощностей установок и аппаратов, содержащих большие объёмы взрыво-, пожаро- и токси-коопасных веществ.

Отсюда, как следствие, возможный рост числа аварий с тяжёлыми социально-экономическими и экологическими последствиями. Крупнейшие техногенные аварии и катастрофы, которые произошли в последние годы в мире и в частности в России,

унесли тысячи человеческих жизней и нанесли во многих случаях невосполнимый урон окружающей среде.

Существующие прогнозы свидетельствуют, что наряду с природными катастрофами растёт число техногенных аварий. К середине XXI века может оказаться, что в совокупности они будут нивелировать усилия по развитию мировой экономики. Поэтому большинство развитых стран переходит на адекватную стратегию обеспечения безопасности, основанную на принципах прогнозирования и предупреждения чрезвычайных ситуаций и техногенных аварий.

Как показывают результаты анализа современного уровня опасности высоко рисковых объектов техносферы, можно утверждать, что оценка риска и разработка мероприятий по предупреждению и снижению последствий ЧС и техногенных аварий являются фундаментальной научной базой для достижения устойчивого и безопасного развития мирового сообщества.

1. Методы оценки техногенной опасности при эксплуатации газоконденсатных месторождений арктического континентального шельфа

Обзор исследований по методам оценки и обоснованию безопасности промышленных объектов показывает, что в научно-технической литературе проблемы промышленной и экологической безопасности получают всё большее освещение.

В целом можно утверждать, что уровень экономических, надзорных и организационных механизмов управления промышленной и экологической безопасностью в России постепенно приближается к международным стандартам. При этом проблемы промышленной и экологической безопасности являются ключевыми в реализации стратегии устойчивого развития любого государства, в том числе и Российской Федерации.

Публикации в данной области весьма обширны и вместе с тем недостаточны для разработки и практической реализации методов анализа риска потенциально опасных объектов техносферы. С одной стороны, это объясняется значительной сложностью проблемы, по сути решающей вопросы моделирования и прогнозирования функционирования потенциально опасных объектов. С другой стороны, трудно предсказуемым и регулируемым взаимодействием технических систем с окружающей средой в широком смысле слова, включающей в это понятие и самого человека как элемента окружающей среды и, следовательно, проживающее вблизи объекта население.

Осложняется проблема ещё и тем, что она охватывает огромный комплекс технических, социально-экономических, правовых вопросов, а главное, необходимостью увязки этих вопросов для решения поставленной задачи о разработке системы взглядов по оценке риска потенциально опасных объектов и управления уровнем указанной опасности на основе экономического механизма.

Обеспечение безопасности, защиты населения и объектов экономики от негативных воздействий техногенного и природного характера, является одной из основных функций любого правового государства. До настоящего времени практическая деятельность по реализации этой функции базировалась на концепции «абсолютной надёжности» или «нулевого риска», оказавшейся на деле недостижимой. Более того, отчётливо проявилась присущая данной концепции аутогенная опасность психологического характера, во многих случаях обусловившая неготовность к эффективным действиям по предотвращению и ликвидации последствий ЧС, особенно при крупномасштабных катастрофах (в Северном море, 1988 г., под Уфой, 1989г. в Мексиканском заливе, 2010 и др.). Следствием этой технологической концепции, требующей огромных материальных затрат, стало недо-

статочное внимание соответствующих органов к поиску возможностей обеспечения безопасности, в частности, к превентивным мероприятиям инженерной защиты от аварий на потенциально опасных объектах.

На ликвидацию последствий техногенных аварий и стихийных бедствий обычно требуются усилия и средства, значительно превышающие первоначально необходимые для осуществления профилактических мер.

Государственная политика обеспечения безопасности в Великобритании, США, Японии и в некоторых других высокоразвитых странах в конце 1980 гг. стала строиться на концепции приемлемого или допустимого (для общества и природы) риска как в технических (технологических), так и в природных системах, которая сменила концепцию «абсолютной надёжности». В России новая концепция приемлемого риска стала активно разрабатываться с 2000 года.

Исследованиям в области анализа опасностей и оценки риска промышленных аварий и катастроф посвящены работы отечественных и зарубежных авторов: Бесчастнов М.В., Брушлинский H.H., Быков A.A., Елохин A.H., Еременко В.А., Идрисов Р.Х., Измалков А.В., Измалков В.И., Котляревский В.А., Кузьмин И.И., Кузеев И.Р., Кумамото X. (Kumamoto H.), Ларионов В.И., Легасов В.А., Мазур И.И., Ли-санов М.В., Маршалл В. (Marshall V.), Махутов H.A., Одишария Г.Э., Пайтерсен С. (Pietersen С.), Печер-кин A.C., Попов А.И., Прусенко Б.Е., Сафонов B.C., Сидоров В.И., Таубкин И.С., Хенли Э. (Henley E), Черноплеков А.Н., Шаталов A.A., Швыряев A.A. и многих других специалистов.

Вместе с тем, начало этих работ было положено еще в 1991 году в рамках Государственной научно-технической программы «Безопасность населения и народнохозяйственных объектов с учётом риска возникновения природных и техногенных катастроф», которая затем трансформировалась в подпрограмму (1998 г.) и комплекс проектов (2002 г.) Федеральной целевой научно-технической программы «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития науки и техники». В эти годы значительный вклад в разработку нормативно-методической документации по безопасности и анализу риска ЧС внесли в том числе специалисты ФГБу ВНИИ ГОЧС (ФЦ) и ГуП «НТЦ «Промышленная безопасность» и др.

В руководящем документе Госгортехнадзора России РД 03-418-01 сформулированы основные методические принципы, термины и понятия анализа риска, определены общие требования к процедуре и оформлению результатов анализа риска, предложена трактовка количественных показателей риска индивидуального, социального, коллективного, потенциального, территориального риска и ожидаемого ущерба. Однако описанные методы анализа риска относятся к группе качественных оценок опасности. В то время как методы количест-

венной оценки риска по-прежнему остаются в стадии разработки и не внедрены в систему нормативно-методической документации.

Теоретические и практические вопросы анализа риска ЧС потенциально опасных объектов изложены в ряде переводных и отечественных изданий.

Перспективными, на наш взгляд, представляются подходы к анализу и управлению риском, изложенные в работах, где описана последовательность построения и анализа полей потенциального риска объектов нефтегазового комплекса, не связанных с техногенным воздействием на человека и окружающую среду при сооружении и эксплуатации этих объектов.

В промышленной безопасности в ряде случаев используется понятие общий риск — общее число смертей в год в расчёте на тысячу человек среднего по возрасту населения. Общий риск включает в себя социально-экономический и техногенный риск. Социально-экономический риск это общее число смертей в год в расчёте на тысячу человек, обусловленных недостаточным уровнем развития экономики, уровнем питания, уровнем жизни. Техногенный риск общее число смертей в год в расчёте на тысячу человек, обусловленных хозяйственной деятельностью.

Проблемы оценки опасности природных и техногенных процессов достаточно подробно рассмотрены отечественными и зарубежными источниками, где выводятся общая и частная формулы для оценки социального, индивидуального, экономического и других типов рисков от различных природных и технологических опасностей. Так, событийный риск представляет собой одну из характеристик опасности негативного события. В отличие от него стоимостной риск является показателем уязвимости объекта системы (населения, жилой застройки и так далее) при воздействии опасности определённой частоты и интенсивности.

Понятие событийного риска широко используется в промышленной безопасности. Хотя более строго следует называть событийный риск опасностью. Размеры ущерба, или стоимостного риска, в каждом конкретном случае зависят, с одной стороны, от интенсивности негативного события (объём и скорость перемещения масс пород, снега, воды, объём выброса, разлива, зоны поражения и так далее), а с другой - от уязвимости поражаемого объекта.

Под уязвимостью понимается степень возможных потерь объекта и/или его отдельных элементов (люди, здания, дороги, угодья, флора, фауна и так далее), обусловленных действием поражающих факторов определённой интенсивности.

Особое значение имеет уязвимость в условиях Арктики. Поэтому в качестве показателя данного свойства предлагается использовать степень уязвимости, представляющую собой отношение поражённых (разрушенных) объектов (элементов) к общему их числу в зоне поражения, зафиксированное для собы-

тия определённой интенсивности. Данное уточнение является принципиальным, так как степень уязвимости одного и того же объекта может существенно различаться при событиях разного класса. Как правило, степень уязвимости определяют отдельно для каждого элемента объекта по эмпирическим зависимостям ущерба в социально-экономической и экологической сфере от интенсивности процессов, полученным по результатам статистической обработки фактических данных или данным моделирования негативных событий.

Индивидуальный риск представляет собой вероятную характеристику возможности гибели, ранения и/или потери здоровья одного человека из определённой группы в определённый отрезок времени по естественным причинам или в результате негативного воздействия. Индивидуальный риск может рассчитываться для типичного и для конкретного представителя группы. С целью разграничения этих случаев риск, определённый для типичного индивидуума, предлагается называть риском первого рода или индивидуальным риском 1, а для конкретного индивида индивидуальным риском второго рода или риском 2.

Удельный экономический риск это вероятная характеристика возможности определённого ущерба на единице площади в определённый отрезок времени, имеющая размерность руб./км в год и так далее.

Данная характеристика представляется весьма перспективной для картографического отображения результатов риск анализа с целью выявления пространственных закономерностей изменения экономического риска. Подобную удельную и (или) индивидуальную характеристику целесообразно использовать и при анализе риска потенциально опасных предприятий.

Риск от любого негативного события по-разному проявляется в социальной, экономической и экологической сферах. Очевидно, что полный социально-экономический и экологический риск от события А будет равен сумме рисков от этого события в указанных сферах:

Полный риск может быть установлен только по результатам детальных специализированных комплексных изысканий и исследований для отдельно ограниченных площадей и в случае выражения всех полученных для разных сфер значений риска в единых стоимостных показателях, что является трудноразрешимой задачей исследования.

Анализ экологического и технического риска при проектировании объектов добычи, транспорта и переработки природного газа подробно рассмотрены в работах учёных и специалистов РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, ГАЗПРОМ, ВНИИГАЗ, ВНИПИгаздобыча и др. За прошедшие годы отмечается бурное развитие исследований в данном направлении, в том числе и выполненных авторами.

Успехи в становлении этого важного научно-практического направления несомненны.

Чётко просматриваются перспективы его дальнейшего развития. Большое внимание развитию теории безопасности и методов оценки риска технических систем уделяется в специализированных российских журналах «Безопасность труда в промышленности», «Проблемы безопасности и чрезвычайных ситуаций», «Вопросы анализа риска», «Управление риском» и др. Всё это свидетельствует о том, что методология анализа аварийного риска в России находит всё более широкое использование.

Активная политика государства в области решения проблем промышленной безопасности, принятие ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», утверждение Госгортехнадзором России Методических указаний по проведению анализа риска опасных производственных объектов РД 03-418-01, активное развитие исследований в данном направлении, создали объективные условия для внедрения методологии анализа риска в практику обеспечения промышленной безопасности. На этой основе активизировалась и научно-исследовательская деятельность в данной области знаний — поиск, разработка и совершенствование методов количественной оценки риска аварий и научного обоснования критериев приемлемого риска.

2. Анализ факторов, влияющих на безопасность при разработке газоконденсатных месторождений в условиях Арктики

Основные опасности, связанные с эксплуатацией морских объектов добычи и транспортировки газа и газового конденсата, обусловлены возможностью возникновения аварий с разгерметизацией технологического оборудования и выбросом его содержимого в окружающую среду. Подобные аварии могут сопровождаться импульсом сжатия в морской воде, выходом газа на поверхность с понижением средней плотности жидкости, образованием пузырьковой пелены и воронок, выбросами газа в атмосферу в виде газовых струй или пузырьковых потоков с последующим турбулентным или диффузионным смешением с воздухом до пожароопасных концентраций и возможным воспламенением.

Кроме того, возможно возникновение проливов горючих жидкостей на палубе технологического судна с последующим их воспламенением.

Аварии, связанные с выбросом природного газа. Особенности технологии добычи газа на морском шельфе предусматривают значительное количество различных видов оборудования, которое можно разделить по среде его размещения: подводное и надводное, подземное и наземное.

Во многом причины и факторы возможного возникновения ЧС на участках проектируемого объекта схожи. Аварии, связанные с выбросом природного газа, сопровождаются выбросом больших объёмов природного газа и отличаются последствиями выброса, обусловленными местом разрыва

трубопроводов (аппаратов) и условиями распространения выброса.

В технологическом процессе добычи газа со дна моря и транспортировки его и газового конденсата можно выделить основные потенциальные угрозы, формирующие уровни поражающих факторов и обуславливающие размер ущерба:

значительное давление транспортируемого газа (до 19 МПа);

высокая воспламеняемость и теплотворность воздушно-газовых смесей;

отклонения от установленных технологических процессов и режимов;

ошибки при обслуживании и эксплуатации; дефекты монтажа, материалов, усталость металлов, коррозионные процессы;

большая протяжённость подводного участка трубопровода, отсутствие разобщительной дистанционно управляемой арматуры;

процессы и явления в геологической среде; экстремальные климатические и гидрометеорологические условия, возможная сложная ледовая обстановка;

гидростатическое давление водяного столба; экономическая и оборонная деятельность на море (воздействие морских и воздушных судов на газотранспортную систему и оборудование);

наличие на дне моря затопленных неразорвав-шихся боеприпасов;

умышленные действия третьих лиц (терроризм).

Возможные причины крупной аварии (разрыв трубопровода или технологического аппарата на полное сечение) при эксплуатации газоконденсатных месторождений представлены в виде схемы на рис. 1.

Для надводной части технологического оборудования технологического судна причины аварий во многом аналогичны причинам аварийности на компрессорных станциях (КС).

Коррозионно-усталостные явления. Наиболее распространённой причиной разрушений от усталостных явлений является переменный характер нагружения трубопроводов, который обусловлен пульсацией давления газа в процессе работы компрессоров и изменением режимов работы компрессоров (профилактические и плановые отключения).

Пульсация давления газа при работе нагнетателя происходит при средней частоте 39 Гц. Данный режим нагружения относится к циклическому усталостному нагружению, требующему учёта значений коэффициента асимметрии цикла и коэффициентов концентрации напряжений.

Как следует из опыта эксплуатации компрессорных станций, количество переходных режимов, связанных с отключением агрегатов, составляет 8 — 10 случаев на 1000 часов работы нагнетателя. Эта цифра соответствует частоте включений/выключений 2,78х105 Гц.

Крупная утечка на морском трубопроводе и подводной части проектируемого объекта

• Коррозия (усталость материалов):

внешняя;

внутренняя.

• Воздействие третьей стороны:

повреждение якорем;

падение груза или перетаскивание его по дну, тонущим судном;

повреждение тралом или рыбацкой сетью;

повреждение взрывной волной боеприпаса.

• Повреждение при обслуживании:

нарушение технологии;

повреждение якорем буровой установки;

повреждение при срыве ТС с якорей;

повреждение якорем вспомогательных судов.

• Дефекты и неисправности:

нарушение соединения;

гидратная пробка;

срыв запорной арматуры;

дефект материала;

отступления от проекта;

брак строительно-монтажных работ.

• Природные воздействия:

донный грязевой оползень;

шторм или ураган;

воздействия подводных течений;

воздействия мерзлоты;

воздействие айсбергов на ТС;

ледовое пропахивание дна;

потеря устойчивости оборудования в местах оттаивания промерзания морского дна.

Рис. 1. Возможные причины крупной аварии при эксплуатации газоконденсатных месторождений

Наиболее слабыми элементами обвязки нагнетателей являются участки с повышенным давлением на выходе из нагнетателя, сечения линейных кранов на тройниках и отводах. Основной причиной разрушений указанных элементов линии нагнетания являются высокий уровень напряжений от внутреннего давления газа в линии нагнетателя и значительная концентрация напряжения в местах соединения труб с арматурой (на тройниках, кранах и отводах).

Водородное охрупчивание металлоконструкций может иметь место в связи с тем, что природный газ разрабатываемых пластов газоконденсатных месторождений содержат 0,1 — 0,5 ppm H2S, % (мол.). Последствия таких аварий могут быть катастрофическими.

Коррозионный износ, брак сварки и монтажа. Исходя из анализа неполадок и аварий, связанных с коррозионными поражениями нефтегазового технологического оборудования, можно сделать вывод, что коррозийное разрушение (внутренняя и внеш-

няя коррозия) является одной из основных причин возникновения аварий на технологических трубопроводах и аппаратах компрессорных установок (до 37 %).

Отказы, разрушение и поломки оборудования. Основными отказами (поломками) оборудования являются:

поломки насосов и газотурбинных установок (ГТУ), в результате разрушения опорных подшипников, вала, разгерметизации уплотнений;

отказ (поломки) электрооборудования, электропроводки; аппаратуры КИПиА и ПАЗ.

Наиболее опасными отказами являются: отказ блоков управления и привода входного и выходного кранов;

отказ газоанализаторов аварийного ГПА; отказ датчиков давления и частоты вращения ротора;

несрабатывание топливной задвижки; — несрабатывание предохранительных и отсечных клапанов.

К основным причинам и факторам, связанным с ошибочными действиями персонала, относятся:

некачественная диагностика во время эксплуатации, не устранение дефектов из-за отсутствия или неудовлетворительного качества ремонтных работ или недооценки опасности дефектов;

ошибки операторов (например, резкое повышение рабочего давления выше нормативного).

Механические повреждения. Основными поражающими факторами при авариях, вызванных внезапным разрушением трубопроводов или технологического оборудования предполагаемых к созданию технологических комплексов являются: волны сжатия; газо-водяные струи;

осколки и фрагменты разрушенных конструкций; поверхностные волны;

пузырьковая пелена и воронки на поверхности моря;

воздушно-газовое облако; струевое пламя; пожар-вспышка.

Поражающие факторы могут действовать как непосредственно на человека, так и на технологическое оборудование, а также опосредованно на транспортные средства, в которых находится человек (суда).

Аварии, связанные с выбросом легковоспламеняющихся и горючих жидкостей. Легковоспламеняющиеся (ЛВЖ) и горючие жидкости (ГЖ) используются в замкнутых системах питания топливом различных агрегатов, в системе смазки нагнетательных аппаратов. Хранятся ЛВЖ и ГЖ в резервуарах, заполняемых с использованием систем налива-слива вспомогательного и технологического судов. Исходя из анализа аварий на подобных объектах, основными факторами, способствующими их возникновению на проектируемом объекте, являются: коррозия;

ошибки обслуживающего персонала;

отказ оборудования;

ошибки при проектировании и изготовлении; температурные напряжения, возникающие при сварке во время монтажных или ремонтных работ (горячие трещины) и дефекты формы и размеров;

нарушение режимов эксплуатации (переполнение, нарушение скорости наполнения и опорожнения, превышения давления в резервуарах выше допустимого, резкое уменьшение уровня топлива или масла);

ошибки при проведении чистки, ремонта (механические повреждения, брак сварочно-монтажных работ, падение предметов на оборудование и др.);

дефекты днища, стенок и основания резервуаров (неравномерная осадка ведёт к образованию чрезмерных разрывающих и растягивающих усилий от давления жидкости);

охрупчивание металла от резких колебаний температуры окружающей среды;

столкновение судов с ТС, вызывающие повреждения корпуса или технологического оборудования; воздействия природного характера. Разгерметизация технологического оборудования возможна в случаях:

повышения давления в системе при несрабатывании предохранительных устройств;

разрушения технологического оборудования в результате стороннего воздействия природного (землетрясение, шторм, айсберг и др.) или техногенного (аварии на смежных установках) характера;

разрушения технологического оборудования по техническим причинам (несвоевременный, некачественный ремонт, износ оборудования и др.);

неисправности (несрабатывании) регулирующих, предохранительных, блокирующих систем; ошибок технологического персонала.

В результате аварий, связанных с проливами ЛВЖ и ГЖ, возможны следующие аварийные ситуации на технологических участках топливных и смазочных систем в пределах технологического судна:

пожар разлития при разгерметизации или полном разрушении резервуара или технологических линий;

взрыв топливовоздушной смеси, образовавшейся в результате испарения ГЖ с зеркала разлива;

сгорание фонтанирующей ГЖ (аэрозольного облака) из места разгерметизации напорного оборудования.

Анализ физико-химических свойств этиленгли-коля (МЭГ) позволяет сделать следующие выводы: МЭГ в жидком виде (40—70 % по массе) взрыво-и пожаробезопасен;

токсическое воздействие технологической жидкости на людей возможно при длительном контакте с ней открытыми участками кожи;

при испарении азеотропной жидкости возможно создание опасных концентраций паров этиленг-ликоля (имеющих достаточно высокую степень ин-

галяционной опасности для людей) лишь при больших площадях разлива, длительном времени испарения и высоких температурах окружающего воздуха и подстилающей поверхности, что очень маловероятно для условий его технологического использования на проектируемом объекте.

В связи с этим аварии, связанные с разливами МЭГ, не подлежат рассмотрению в настоящем исследовании.

3. Оценка ожидаемой частоты возникновения аварий при эксплуатации Штокмановского газоконденсатного месторождения

Для обоснования частоты возникновения аварий на проектируемом объекте в его составе выделены следующие участки: морские скважины ШГКМ;

морские трубопроводы, в том числе технологическое оборудование ПДК;

надводное компрессорное оборудование технологического судна;

узлы налива моторных топлив на технологическом судне.

Морские скважины ШГКМ. Частота аварий на морских скважинах ШГКМ определена на основании статистических данных для жизненных циклов скважины. В жизненном цикле скважины можно выделить следующие операционные фазы: бурение; заканчивание; эксплуатация; ремонт; работы с канатной техникой.

При бурении выбросы происходят через бурильную трубу (~50 %) или через кольцевое пространство (~50 %). Редко возникают подземные выбросы, при которых выход флюида из устья скважины не наблюдается. Выброс с выходом флюида за обсадную колонну не наблюдался ни разу. Основная часть выбросов при бурении не воспламенялась (воспламенение отмечено в менее чем 15 % случаев). Ликвидация более 65 % выбросов продолжалась более 12 часов. Около 12 % выбросов приводили к несчастным случаям с гибелью людей.

Работы по заканчиванию включают операции по подготовке и спуску эксплуатационной колонны, монтажу предохранительных клапанов на эксплуатационной колонне и в кольцевом пространстве, монтажу прочего оборудования, установке фонтанной арматуры, перфорации и тому подобное. В случае выбросов при заканчивании скважины, истечение флюида происходит через эксплуатационную колонну, через трубную колонну или через кольцевое пространство. Воспламенение наблюдается сравнительно редко (менее 15 % выбросов). Ликвидация более 80 % выбросов продолжалась более 12 часов.

Выбросы при эксплуатации происходят на эксплуатационных или нагнетательных скважинах, находящихся в режиме эксплуатации или временного простоя (закрытых с помощью механического

барьера). На эксплуатационных морских скважинах обычно используется два механических противовыбросовых барьера. Первичный барьер — глубинный клапан-отсекатель, цемент скважины, пакер скважины. Вторичный барьер — фонтанная арматура, клапан кольцевого пространства, уплотнение в устье скважины, труба обсадной колонны, цемент между обсадной колонной и направляющей обсадной колонной. При выбросе при эксплуатации истечение флюида может происходить через эксплуатационную колонну, через кольцевое пространство, через затрубное пространство. В последнем случае возможно образование донного кратера, что может приводить к деформации расположенных на дне конструкций. Случаев воспламенения не наблюдалось. Ликвидация более 80 % выбросов продолжалась более 12 часов. Человеческих жертв при возникновении и ликвидации выбросов не было.

Ремонтные (монтажные) работы на скважинах -это работы по подъёму либо спуску оборудования инструментов из скважины, либо в скважину, установке оборудования в скважине, проведению повторной перфорации, испытанию скважины, промывке скважины и др. При возникновении выбросов при ремонтных работах истечение флюида происходит через эксплуатационную колонну, через бурильную колонну, через кольцевое пространство. Выбросов через затрубное пространство не наблюдалось. Около 25 % всех выбросов воспламеняется. Ликвидация более 70 % выбросов продолжалась более 12 часов. Выбросы, приводящие к гибели людей редки, но встречаются (~5 %).

Работы с канатной техникой ведутся на эксплуатационных и нагнетательных скважинах (операции с талевыми канатами, проводимые во время ремонтов или завершения скважин относятся к выбросам при ремонтах и выбросам при завершении). Выброс происходит по эксплуатационной колонне. В 2/3 случаев ликвидация выбросов произошла менее чем за 12 часов. При возникновении выбросов гибели людей не наблюдалось.

В соответствии со статистическими оценками, в качестве ожидаемых частот аварий на ШГКМ предлагается использовать данные, приведенные в табл. 1.

Аварии на морских трубопроводах. Аварийность на трубопроводах характеризуется таким параметром, как интенсивность аварий (1/км-1год-1). Анализ данных по аварийности показывает, что для трубопроводов могут быть выделены участки с существенными различиями в интенсивности аварий и вкладе отдельных причин в общие показатели аварийности:

участки подводной прокладки трубопровода и участки трубопровода, расположенные в зоне перехода из водной среды в воздушную среду (зона перехода из воды в воздух, зона брызг и вспенивания);

участки с постоянными динамическими нагрузками, в которых происходят усталостные измене-

ния металла (участки свободного провисания трубы и др.) и участки без постоянных динамических нагрузок;

участки с особым характером антропогенного воздействия на трубопровод;

участки с опасным характером природных условий (схода донных осадков, уровня сейсмичности, образования ледового покрытия и айсбергов и др.).

Анализ данных по утечкам в Мексиканском заливе позволил найти общий показатель интенсивности аварий и парциальные интенсивности аварий (кроме специфических арктических причин) для морских трубопроводов (нефте- и газопроводов). Общий показатель интенсивности аварий с разгерметизацией трубопровода в Мексиканском заливе составляет (2,8 — 5,4х10-51/(кмхгод).

Численные характеристики таких оценок для морского трубопровода ШГКМ представлены в табл. 2.

Аварии на компрессорном оборудовании технологического судна. Статистические данные по авариям на компрессорном оборудовании по результатам анализа отечественной и зарубежной информации представлены ниже.

Характерные значения отказов элементов стационарных систем даны в табл. 3 и табл. 4.

На основании анализа материалов, а также данных фирмы ВИОШМ&ИООТ, установлены статистические характеристики по частоте возникновения неисправностей для каждой единицы технологического оборудования (таблица 5). Согласно данным указаний ожидаемая частота крупномасштабных аварий, сопровождающихся пожарами и взрывами, в консервативном приближении может быть принята равной 1,5х10-2 на одну компрессорную станцию в год.

В последние годы в ОАО «ГАЗПРОМ» проводится комплекс работ по улучшению диагностического обслуживания компрессорного оборудования, что положительно сказывается на его надёжности и безопасности. Поэтому частоту аварий 1,5х10-2 на компрессорном оборудовании ТС в год следует рассматривать как верхний предел (табл. 5).

Аварии в системах обращения легковоспламеняющихся и горючих жидкостей. Наибольшую опасность в системах обращения моторных топлив и масел представляют операции по сливу наливу ЛВЖ и ГЖ со вспомогательного судна на технологическое судно.

Частоты разгерметизации различного технологического оборудования в системах обращения ГЖ в соответствии с Методикой, представлены в табл. 6.

Условные вероятности воспламенения горючих жидкостей для полного разрыва трубопроводов или фланцевых соединений приняты:

мгновенного воспламенения — 0,05;

последующего воспламенения — 0,061;

вероятность сгорания с развитием избыточного давления — 0,1.

Таблица 1

Ожидаемые частоты аварий с фонтанированием скважин на ШГКМ

Фаза Оптимистичная оценка Средняя оценка Пессимистичная оценка Ед. изм. выбросы на:

Разведочное бурение 0,0035 0,00666 0,012 скважину

Эксплуатационное бурение и закачивание 0,0025 0,0042 0,0085 скважину

Эксплуатация, включая ремонты 0,00006 0,00025 0,0005 скважино-год

Таблица 2

Интенсивность возникновения аварий с разрывом морского трубопровода на ШГКМ

Интенсивность возникновения аварий с разрывом трубопровода, 1/

Оптимистичная Промежуточная Пессимистичная

оценка оценка оценка

Морской трубопровод в окрестности технологического судна 1,96х10-5 4,7х10-5 7,4х10-5

Морской трубопровод на удалении от подводного добычного комплекса и морской платформы 3,3х10-6 1,1х10-5 1,96х10-5

Таблица 3

Частота отказов элементов оборудования

Тип объекта Интенсивность отказа элементов, х10-6 хч-1

Нижний предел Среднее значение Верхний предел

Резервуары гидравлические 0,083 0,15 0,27

Трубопроводы 0,25 1,1 4,85

Прокладки кольцеобразные 0,01 0,02 0,035

Соединения гидравлические 0,012 0,03 2,01

Соединительные муфты — 0,56 —

Таблица 4

Оценка частот выбросов стационарных систем

Наименование оборудования Частота разгерметизации, год-1 Размер утечки

Резервуары под давлением 4,0х10-5 5 мм

1,0х10-5 12,5 мм

6,2х10-6 25 мм

3,8х10-6 50 мм

1,7х10-6 100 мм

3,0х10-7 Полное разрушение

Насосы (центробежные) 4,3х10-3 5 мм

6,1х10-4 12,5 мм

5,1х10-4 25 мм

2,0х10-4 50 мм

1,0х10-4 Диаметр подводящего / отводящего трубопровода

Резервуары для хранения ЛВЖ и ГЖ при давлении, близком к атмосферному давлению 8,8х10-5 25 мм

1,2х10-5 100 мм

5,0х10-6 Полное разрушение

Трубопроводы (длина больше 30м) 4,5х10-6, м-1хгод-1 Выброс через отверстие в 25мм в стенке трубопровода

5х10-7, м-1хгод-1 Полный разрыв трубопровода

Трубопроводы (длина меньше 30м) 2х10-4, год-1 Полный разрыв трубопровода

Таблица 5

Частота возникновения неисправностей оборудования

Наименование единицы оборудования Частота появления возможной неисправности

Сосуд высокого давления 1,50х10-4

Теплообменник (кожухотрубный) 1,63х10-4

Наименование единицы оборудования Частота появления возможной неисправности

Центробежный насос 1,71х10-2

Центробежный компрессор 1,40х10-2

Трубопроводы диаметром:

3" и менее 7,00х10-5 на 1 метр

от 4" до 11" включительно 3,60х10-5 на 1 метр

12" и более 2,70х10-5 на 1 метр

Клапаны и задвижки 2,30х10-4 на 1 клапан

Фланцы 8,8х10-5 на 1 фланец

Фитинги к арматуре малого диаметра 4,7х10-4 на 1 фитинг

Таблица 6

Частоты утечек из технологических трубопроводов

Диаметр трубопровода, мм Частота утечек,

Малая (диаметр отверстия 12,5 мм) Средняя (диаметр отверстия 25 мм) Большая (диаметр отверстия 50 мм) Большая (диаметр отверстия 100 мм) Разрыв

50 5,7х10-6 2,4х10-6 — — 1,4х10-6

100 2,8х10-6 1,2х10-6 4,7х10-7 — 2,4х10-7

150 1,9х10-6 7,9х10-7 3,1х10-7 1,3х10-7 2,5х10-8

250 1,1х10-6 4,7х10-7 1,9х10-7 7,8х10-8 1,5х10-8

600 4,7х10-7 2,0х10-7 7,9х10-8 3,4х10-8 6,4х10-9

900 3,1х10-7 1,3х10-7 5,2х10-8 2,2х10-8 4,2х10-9

1200 2,4х10-7 9,8х10-8 3,9х10-8 1,7х10-8 3,2х10-9

Для проливов горючих жидкостей в ходе операций слива — налива аварийность на операцию составляет по экспертным оценкам 1,2х10-4 ав/год.

Определение типовых сценариев возможных аварий. Сценарии возможных аварийных ситуаций на проектируемом объекте классифицированы по производственным участкам и типам обращающихся опасных веществ. При определении типовых сценариев возможные аварии на территории проектируемого объекта оценивались с точки зрения развития опасных ситуаций, сопровождающихся травмированием и гибелью людей, повреждением судов и технологического оборудования, загрязнением окружающей среды.

Основным источником опасности при аварии на эксплуатируемом газоконденсатном месторождении является природный газ, вырывающийся из места разрыва трубопровода в воду или атмосферу под высоким давлением в больших количествах. При этом поражающими факторами аварийных разрывов трубопроводов являются:

ударная водяная волна;

образование газо-водяного слоя (пузырьковой зоны) на поверхности воды;

воздушная волна сжатия;

разлёт осколков (фрагментов) труб и арматуры;

термическое воздействие пожара при возгорании газа.

Аварии на морском двухниточном трубопроводе и подводном технологическом оборудовании можно представить развивающимися по нескольким сценариям.

Сценарий СМ1. Разрыв подводного трубопровода ^ истечение из разорвавшегося трубопровода газа ^ возникновение ударной водяной волны ^ воздействие избыточного давления волны на корпус судна ^ повреждение судна.

Сценарий СМ2. Разрыв подводного трубопровода ^ истечение из разорвавшегося трубопровода газа ^ возникновение газовоздушного слоя (пузырьковой зоны) на поверхности воды ^ снижение плавучести судна ^ затопление судна.

Сценарий СМ3. Разрыв подводного трубопровода ^ истечение газа из разорвавшегося трубопровода ^ образование газовоздушного облака ^ дрейф облака к технологическому судну ^ при наличии источника воспламенения — пожар-вспышка ^ термическое поражение людей на открытой палубе ТС.

Наиболее опасным является сценарий СМ2.

Аварии на надводных трубопроводах технологического судна.

Сценарий СН1. Разрыв надводного трубопровода ^ выброс фрагментов трубы ^ истечение из разорвавшегося трубопровода газа ^ барическое, осколочное воздействие на технологическое оборудование и людей, токсическое поражение людей и загрязнение окружающей среды.

Сценарий СН2. Разрыв надводного трубопровода ^ выброс фрагментов трубы ^ истечение из разорвавшегося трубопровода газа и его возгорание ^ возникновение струевого пламени ^ осколочное, термическое воздействие на технологическое оборудование и на оказавшихся вне помещений людей, загрязнение окружающей среды продуктами горения.

Сценарий СН3. Разрушение надводной части технологического оборудования ^ воспламенение газа ^ образование зон барического или термического поражения ^ попадание в зону поражения смежного технологического оборудования ^ разрушение смежного технологического оборудования, каскадное развитие аварии ^ расширение радиуса разрушений и получение людьми поражения различной степени тяжести.

Наиболее вероятным для надземно - надводно расположенного технологического оборудования является сценарий СН1. Наиболее опасными являются сценарии СН2, СН3.

Аварии в системе слива-налива моторных топлив.

Сценарий СТ1. Разрыв трубопровода или соединительных фланцев ^ фонтанирование горючей жидкости и образование пролива на палубе суд -на ^ срабатывание систем противоаварийной защиты ^ ликвидация аварии.

Сценарий СТ2. Разрыв трубопровода или соединительных фланцев ^ фонтанирование горючей жидкости, образование аэрозольного облака ЛВЖ (ГЖ) ^ при наличии источника возгорания ^ воспламенение облака ^ сгорание облака с развитием избыточного давления ^ барическое и термическое воздействие на персонал и технологическое оборудование.

Сценарий СТ3. Разрыв трубопровода или соединительных фланцев ^ фонтанирование горючей жидкости и образование пролива ^ испарение из пролива, образование облака ТВС ^ при наличии источника возгорания ^ воспламенение облака ^ сгорание облака ТВС с развитием избыточного давления ^ барическое воздействие на персонал и технологическое оборудование.

Сценарий СТ4. Разрыв трубопровода или соединительных фланцев ^ образование пролива ^ источник воспламенения ^ горение пролива ^ попадание в зону теплового воздействия людей и технологического оборудования.

Наиболее вероятным является сценарий СТ1. Наиболее опасным — СТ4.

Блок-схема развития возможных аварий на технологическом оборудовании слива — налива ЛВЖ и ГЖ приведена на рис. 2.

Сценарии СТ2 и СТ3 не рассматриваются в связи с их крайне малой вероятностью, обусловленной низкой испаряемостью ДТ, авиационных керосинов и турбинных масел и тем, что воспламенение аэрозольного облака при фонтанировании данных веществ практически невозможно.

Сценарии возможных аварийных ситуаций на проектируемом объекте классифицированы по производственным участкам и типам обращающихся опасных веществ. При определении типовых сценариев возможные аварии на территории проектируемого объекта оценивались с точки зрения развития опасных ситуаций, сопровождаю-

щихся травмированием и гибелью людей, повреждением судов и технологического оборудования, загрязнением окружающей среды.

Основным источником опасности при аварии на проектируемом объекте является природный газ, вырывающийся из места разрыва трубопровода в воду или атмосферу под высоким давлением в больших количествах. При этом поражающими факторами аварийных разрывов трубопроводов являются:

ударная водяная волна;

образование газо-водяного слоя (пузырьковой зоны) на поверхности воды;

воздушная волна сжатия;

разлёт осколков (фрагментов) труб и арматуры;

термическое воздействие пожара при возгорании газа.

Заключение

Минеральная сырьевая база континентального шельфа занимает особое место в перспективном обеспечении Российской Федерации углеводородными энергоносителями. В настоящее время ведутся масштабные работы по освоению сырьевой базы континентального шельфа в районе острова Сахалин, но первостепенное значение в реализации данного направления деятельности отводится освоению арктического континентального шельфа.

В соответствии с «Основами государственной политики в области экологического развития России на период до 2030 года» одним из принципов государственной политики в области экологического развития является презумпция экологической опасности планируемой экономической и иной деятельности, в том числе и при освоении месторождений минерального сырья арктического шельфа.

Очевидно, что для арктического шельфа риски освоения нефтегазовых месторождений выше, чем в других районах, что обусловлено сложными природными и климатическими условиями, необходимостью применения уникальных технологий и оборудования, недостаточным уровнем развития инфраструктуры, несовершенством нормативной базы в сфере обеспечения экологической безопасности и системы мониторинга обстановки.

Можно отметить ряд подходов для преодоления экологических проблем, вызванных интенсивным развитием нефтегазового комплекса на континентальном шельфе Арктического региона. наиболее значимыми из них являются: рациональное природопользование; минимизация последствий аварийных разливов нефти при разработке месторождений на арктическом шельфе за счет уменьшения количества одновременно разрабатываемых месторождений; минимизация негативного воздействия нефтегазового комплекса на компоненты окружающей природной среды; совершенствование системы реагирования и планов ликвидации аварийных разливов нефти; развитие комплексной систе-

Рис. 2. Логическая схема развития аварийных ситуаций, связанных с разгерметизацией технологического оборудования слива-налива ЛВЖ

мы мониторинга безопасности населения и территории в Арктике; совершенствование нормативной правовой базы; вовлечение общественных организаций в процесс экологической оценки.

Литература

1. МансуровМ.Н., Сурков Г.А., Журавель В.И., Маричев А.В. Ликвидация аварийных разливов нефти в ледовых морях. М.: ИРЦ Газпром, 2004. 422с.

2. Олтян И.Ю., Ляховец Т.Л. Комплексное обеспечение безопасности морских объектов штокмановского газоконденсатного месторождения (часть 1). Технологии гражданской безопасности. Научно-технический журнал. Том 9, 2012, № 3 (33), с. 52—57.

3. Олтян И.Ю., Ляховец Т.Л,, Посохов Н.Н. Комплексное обеспечение безопасности морских объектов штокмановского газоконденсатного месторождения (часть 2). Технологии гражданской безопасности.

Научно-технический журнал. Том 9, 20І2, № 4 (34),

с. І4 — 22.

11.03.2013

Сведения об авторах:

Сосунов Игорь Владимирович; ФГБУ ВНИИ ГОЧС (ФЦ); e-mail: vniigochs@vniigochs.ru; І2І352, Mоск-ва, ул. Давыдковская, д. 7; к.т.н., заместитель начальника института;

Посохов Николай Николаевич; ФГБУ ВНИИ ГОЧС (ФЦ); e-mail: vniigochs@vniigochs.ru; І2І352, Mоск-ва, ул. Давыдковская, д. 7; заместитель начальника НИЦ;

Горбунов Сергей Валентинович; ФКУ ЦСИ ГЗ MЧC России; e-mail: csi430@yandex.ru; І2І352, Mо-сква, ул. Давыдковская, д. 7; д.т.н., доцент, главный специалист.