ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 12.12.2023
Просмотров: 23
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
-
Описание темы, выбранной для изучения
В качестве темы работы по практике я выбрал ”Анализ аварий на морских нефтепроводах на 2022 год’’.
Морские трубопроводы в настоящее время сооружены на арктическом и субарктических шельфах (Карское, Печорское, Норвежское, Северное моря, море Бофорта), в Мексиканском и Персидских заливах, в Адриатическом, Южно-Китайском, Яванском, Тасманском морях. Глубоководные трансконтинентальные трубопроводы пересекают Средиземное море («Гринстрим», «Транссредиземноморский», «Магриб–Европа», «Медгаз»).
В Балтийском море построен газопровод «Северный поток» (Россия–Германия), а в Черном море «Голубой поток» (Россия–Турция). Рост морской нефтегазодобычи, увеличение объемов строительства подводных трубопроводных систем сопровождается рядом аварий и инцидентов.
-
Общие сведения об аварийности на морских трубопроводах
Морские трубопроводы в настоящее время сооружены на арктическом и субарктических шельфах (Карское, Печорское, Норвежское, Северное моря, море Бофорта), в Мексиканском и Персидских заливах, в Адриатическом, Южно-Китайском, Яванском, Тасманском морях. Глубоководные трансконтинентальные трубопроводы пересекают Средиземное море («Гринстрим», «Транссредиземноморский», «Магриб–Европа», «Медгаз»).
В Балтийском море построен газопровод «Северный поток» (Россия–Германия), а в Черном море «Голубой поток» (Россия–Турция). Рост морской нефтегазодобычи, увеличение объемов строительства подводных трубопроводных систем сопровождается рядом аварий и инцидентов.
При проектировании и сооружении подводных трубопроводов на объектах континентального шельфа используются самые современные достижения в области морских технологий. Однако, как показывает практика эксплуатации подводных трубопроводов, имеются реальные угрозы их повреждения.
Аварии на морских трубопроводах, в первую очередь в Мексиканском заливе и Северном море, рассмотрены в [4,5,6] и обобщены в [7].
На основании анализа около 700 случаев аварийной разгерметизации подводных трубопроводов, установлены основные причины их разрушений (рис. 2). Доминирующими причинами аварийных ситуаций являются: коррозия – 50%, механические повреждения вследствие воздействия якорей, тралов, вспомогательных судов и строительных барж – 20% и повреждения, вызванные штормами, размывами дна – 12%.
Рис. 2 – Распределение общего числа разрушений подводных трубопроводов в зависимости от вызвавших их причин
Отмечено, что наиболее вероятно разрушение морского трубопровода на участке в непосредственной близости от платформы (настил платформы, секция стояка и территория морского дна в пределах
15,0 м от платформы) [
Описание темы, выбранной для изучения
-
Общие сведения об аварийности на морских трубопроводах
Оценка безопасности должна учитывать аварийные ситуации, возникающие в результате следующих воздействий и нагрузок:
-
экстремальных гидрометеоусловий; -
сейсмических явлений; -
опасных геологических явлений на морском дне; -
опасных гидрологических явлений; -
отказов технологического оборудования; -
ошибки операторов при эксплуатации трубопровода; • сочетаний этих событий, явлений и условий.
Рис. 3 -Блок-схема анализа риска подводного трубопровода
На основании анализа статистических данных были получены ориентировочные значения интенсивностей аварий на морских трубопроводах: 0,2 аварий/год/1000 км трубопроводов в Мексиканском заливе и 0,3 аварий/год/1000 км для морских трубопроводов в Северном море.
В настоящее время на территории Российской Федерации эксплуатируется 241,6 тысяч километров магистральных и около 350 тысяч километров промысловых трубопроводов.
Аварий на морских трубопроводах в России не зарегистрировано. Для сравнения ниже приведена общая статистика аварийности на всех магистральных газо- и нефтепроводах в России за последние 10 лет по данным Ростехнадзора (рис. 4).
Рис. 4- Динамика аварийности на объектах магистральных нефте- и газопроводах в России (1999 - 2008 гг.)
Как следует из приведенного графика, аварийность на магистральных газопроводах в последние годы имеет тенденцию к снижению. Причина этого может быть связана с повышением требований промышленной безопасности, в том числе за счет увеличения объема работ по внутритрубной диагностике и процедур выборочного ремонта участков трубопроводов с целью продления их ресурса. Вместе с тем аварийность на нефтепроводах на 70-90% обусловлена внешними причинами, в основном из-за несанкционированных «врезок» с целью хищений нефтепродуктов.
Исходя из приведенных данных средняя частота аварий в России за последние 10 лет составляет 0,17 ав./год/1000 км для газопроводов и 0,25 ав./год/1000 км для нефтепроводов.
Наиболее достоверным источником зарубежных данных по авариям на объектах трубопроводного транспорта является обзорная публикация .
Анализируя данные об авариях в Европе и США, зарубежные исследователи отмечают
, что трубопроводные системы в этих регионах становятся более безопасными. Выводы основаны на данных EGIG (европейские газопроводы), CONCAWE (западно-европейские магистральные нефтепроводы) и Управления трубопроводной безопасности (OPS) Министерства транспорта США (нефтепроводы, газопроводы).
Так, средний показатель удельной частоты аварий на европейских нефтепроводах снизился с 1,17 аварий/год/1000 км (в период 1971-75 гг.) до 0,30 аварий/год/1000 км (1997-2001 гг.). На европейских газопроводах этот показатель уменьшился с 0,86 аварий/год/1000км до 0,30 аварий/год/1000 км.
Средний показатель аварийности за 5 лет на газопроводах США
практически не изменился за 17 лет и на период до 2002 г. составляет (0,15-0,17) аварий/год/1000 км.
Аварийность на газопроводах США формально считается ниже, чем на европейских. Это объясняется, в том числе и изменением в законодательстве с 1984 г. понятия аварий: под таковыми понимаются инциденты, нанесшие материальный ущерб свыше 50 тыс. долл. (в Европе авариями считаются все случаи непреднамеренной утечки газа).
В таблице (таблица 4) приведены обобщенные данные по авариям на различных трубопроводах (линейная часть) с учетом различий в трактовки термина «авария».
Таблица 4 - Удельная частота аварий на линейной части трубопроводов (аварий/год/1000 км)
| Трубопровод | Европа | США | Россия |
| Газопроводы | 0,21 | 0,15 (0,551) | 0,17 |
| Нефтепроводы | 0,30 (0,212) | 0,61 (0,38) | 0,25 |
| Подводные трубопроводы | 0,3 | 0,2 | н/д |
Из представленных данных следует, что удельная частота аварий на магистральных трубопроводах в России не превышает аналогичного показателя в Европе и США. Поэтому в целях прогноза для «консервативной» оценки риска аварийность на подводных морских трубопроводах в Российской Федерации может быть оценена на уровне 0,2-0,3 ав./год/1000 км.
В результате аварий, связанных с морскими подводными трубопроводами, имели место относительно немногочисленные случаи ранения и гибели людей, которые обобщены в таблице 5.
Таблица 5 - Случаи гибели и ранения людей в результате аварий на подводных трубопроводах (1967-1990 гг.)
| Дата | Авария | Число погибших/ раненых |
| 1975 | Плэсид, о.Евгения (во время ремонта газопровода) | 3/0 |
| 1979 | Шефрон, Шип Шоул (во время ремонта конденсатопровода) | 1/1 |
| 1987 | Судно «Си Чиф» (столкновение с конденсатопроводом) | 2/1 |
| 1989 | Судно «Нордум берланд» (столкновение с газопроводом) | 11/3 |
| 1989 | Сонат/Арко платформа, ремонт подводящего газопровода | 7/10 |
| 1990 | Сонат Си Робин (ремонт газопровода) | 0/2 |
Осуществление промышленной добычи углеводородного сырья на континентальном шельфе Российской Федерации создает опасность нарушения экологического равновесия морской и геологической сред в районах проведения работ и на путях транспортировки нефтепродуктов. Это усугубляется тем, что как арктические, так и дальневосточные моря России характеризуются низким уровнем интенсивности естественной биологической очистки, что в случае аварийных разливов нефти может привести к длительному загрязнению морской воды и донных отложений [1].
При авариях на морских трубопроводах основной экологический ущерб будет определяться размером платежей за сверхнормативное загрязнение окружающей среды и стоимостью работ по локализации и ликвидации аварийного разлива.
Исходя из работ по количественной оценке риска в рамках процедуры декларирования промышленной безопасности морских объектов для типичных морских трубопроводов продукции скважин средняя (расчетная) величина массы утечки от одной аварии превышает 1000 т, что существенно выше среднестатистических значений для действующих сухопутных трубопроводов. Это объясняется особенностями истечения многофазной продукции (газ / нефть / вода), отсутствием надежной системы обнаружения утечек для многофазных сред, а также сложностью проведения работ по ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов в море [9].
По показателю экологического риска морские трубопроводы, в отличие от сухопутных, чаще всего соответствуют «высокой» степени риска (Рис. 5).
Рис. 5 - Распределение суммарной длины участков трассы по показателю риска загрязнения окружающей среды (на основе данных по декларированию промышленной безопасности)
С началом реализации проектов по освоению месторождений морского континентального шельфа риск аварий, в том числе с разливами нефти в море, будет возрастать. Для предупреждения этих новых опасностей требуется использование современных технологий и применение адекватных мер обеспечения безопасности.
Процедуры анализа риска и декларирования промышленной безопасности, осуществляемые на этапе проектирования, дают возможность оценить уровень безопасности объектов нефтегазовых месторождений. Результаты анализа риска позволяют планировать и осуществлять организационные и технические меры обеспечения безопасности и снижения возможности возникновения аварийных ситуаций и ущерба от них.
2.2 Аварии на нефтепроводе под Новороссийском
Несмотря на относительно низкий риск аварийности морских нефтепроводов, аварии случаются, и одна из них произошла совсем недавно в России
Каспийский Трубопроводный Консорциум (КТК) — международная нефтетранспортная компания с участием компаний России, Казахстана, а также иностранных добывающих компаний, созданная для строительства и эксплуатации Каспийского магистрального нефтепровода протяжённостью более 1,5 тыс. км[
В нефтепровод поступает нефть в основном с месторождений Западного Казахстана, а также сырьё российских производителей. Нефть транспортируется до морского терминала компании в посёлке Южная Озереевка (западнее Новороссийска), где загружается на танкеры для отправки на мировые рынки. Через терминал поставляется порядка 60,7 млн т нефти в год, или 1,1 млн баррелей в стуки.
Рис. 6 - Морской терминал Каспийского трубопроводного консорциума