Анализ рисков эксплуатации объектов добычи и подготовки газа на месторождениях крайнего севера (на примере бованенковского нгкм)
На правах рукописи
Мельников Андрей Владимирович
АНАЛИЗ РИСКОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ДОБЫЧИ И
ПОДГОТОВКИ ГАЗА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА
(НА ПРИМЕРЕ БОВАНЕНКОВСКОГО НГКМ)
Специальность 05.26.02 -
Безопасность в чрезвычайных ситуациях
в нефтяной и газовой промышленности
Автореферат диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Москва - 2009
Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»
Научный руководитель доктор технических наук Сафонов Владимир Сергеевич
Официальные оппоненты доктор технических наук Едигаров Андрей Суренович кандидат физико-математических наук Мартынюк Василий Филиппович
Ведущая организация Открытое акционерное общество "ВНИПИгаздобыча" (ОАО "ВНИПИгаздобыча")
Защита состоится 18 ноября 2009 года в 13 часов 30 минут на заседании диссертационного совета Д 511.001.02 при Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ» по адресу 142717, Московская область, п. Развилка (www.vniigaz.ru)
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Общества с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»
Автореферат разослан 08 октября 2009 г.
Ученый секретарь диссертационного совета, к.т.н. И.Н. Курганова
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Используемые сокращения.
ММП – многолетнемерзлые породы;
БНГКМ – Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение;
УКПГ – установка комплексной подготовки газа;
ГП – газовый промысел.
Актуальность темы. Практика эксплуатации уникальных газодобывающих систем Крайнего Севера выявила целый ряд проблем, связанных с устойчивостью и безопасностью работы отдельных элементов этих систем и всей системы в целом. Причины данных проблем кроются в технических решениях, применяемых при добыче газа на месторождениях Крайнего Севера (расположение скважин группами на насыпных площадках из минерального грунта, сборных газопроводов – на сваях, площадочных сооружений – на сваях или на насыпных площадках), и очень сложных условиях эксплуатации объектов газодобычи (ММП, низкие температуры, интенсивные и протяженные во времени паводковые явления). Указанные факторы вызывают ряд специфических осложнений, приводящих к существенным отклонениям условий эксплуатации этих систем от предусмотренных проектом.
Задача эффективного использования ограниченных финансовых ресурсов в условиях постоянного удорожания строительных работ на объектах газодобычи реализуется в новейших проектных решениях (п-ов Ямал, БНГКМ) в виде все более плотной компоновки оборудования и увеличения его единиц на кустах скважин и промплощадках, совмещения процессов первичной сепарации пластового сырья, его дожима до давления, необходимого для глубокой очистки газа перед магистральным транспортом, стабилизации конденсата на единой площадке УКПГ, повышения рабочего давления с 7,5 до 12,0 МПа.
Современные подходы к обеспечению промышленной безопасности исходят из принципа направления средств и усилий прежде всего на те участки, где больше потенциал опасности, при этом объем затрат должен быть адекватен этому потенциалу. Реализация таких подходов, особенно для сложных технических объектов, требует всестороннего анализа показателей безопасности промышленных объектов, определения внутренних механизмов аварийности и возникновения ущерба. Наиболее четкие алгоритмы для решения этой задачи дает методология количественной оценки промышленного риска, получившая широкое распространение за рубежом и предлагающая для оценки безопасности универсальный критерий - риск, объединяющий вероятность и последствия (ущерб) потенциальных аварий. Особенно важно применение методов анализа риска на этапе проектирования, что позволяет оптимизировать проектные решения с точки зрения уменьшения частот возникновения аварийных процессов и ущерба в результате их реализации.
Переход на данную систему управления проектами рассматривается ОАО «Газпром» как важнейшая задача, требующая оптимизации средств расчета риска и анализа его структуры.
В связи с этим, возникает необходимость рассмотрения проектов новых объектов газодобычи и подготовки газа к транспорту с точки зрения промышленной безопасности: определение потенциальных опасностей, характерных для Крайнего Севера, их анализ и разработка предложений по их уменьшению.
Цель работы.
Цель данной работы заключается в проведении всестороннего анализа техногенного риска эксплуатации вновь проектируемых объектов добычи и подготовки газа месторождений Крайнего Севера. Для достижения цели работы были поставлены следующие задачи:
• исследование логики развития аварий на объектах газодобычи;
• обоснование масштабов распространения поражающих факторов аварий на объектах газодобычи;
• исследование возможности возникновения каскадных аварий на объектах добычи и подготовки газа к транспорту;
• расчет и анализ структуры техногенного риска, связанного с эксплуатацией УКПГ;
• обоснования ряда мер, направленных на уменьшение ущерба от аварий на промплощадке УКПГ.
Научная новизна работы.
Разработан алгоритм анализа техногенного риска эксплуатации объектов добычи и подготовки газа месторождений Крайнего Севера в виде адаптированных этапов анализа риска, в полной мере отражающих специфику объектов добычи и подготовки газа месторождений Крайнего Севера, потребовавший рассмотрения возможности возникновения каскадных аварий и оценки вероятности возникновения таких аварий в условиях плотной компоновки оборудования на кусте скважин и промплощадке УКПГ. В рамках алгоритма предложен способ оценки степени поражения оборудования, зданий и сооружений при авариях с пожарами на объектах газовой промышленности.
Определены основные закономерности распределения риска для оборудования на территории промплощадки УКПГ, показавшие необходимость проведения анализа расположения технологических блоков УКПГ на промплощадке и обоснования ряд мер, направленных на уменьшение ущерба от аварий на объектах подготовки газа.
Защищаемые положения:
• способ оценки вероятности возникновения каскадных аварий на технологических объектах месторождений Крайнего Севера в условиях плотной компоновки оборудования на кустах скважин и промплощадке УКПГ;
• методика, позволяющая выполнять оценку значения массового расхода газа при авариях на сборных газопроводах промысловой сети;
• способ оценки степени поражения оборудования, зданий и сооружений при авариях с пожарами на объектах добычи и подготовки газа к транспорту;
• обобщенный алгоритм анализа техногенного риска эксплуатации рассматриваемых объектов в виде совокупности адаптированных этапов, отражающих специфику объектов добычи и подготовки газа месторождений Крайнего Севера.
Практическая значимость работы заключается в разработке адаптированного к специфическим условиям Крайнего Севера алгоритма анализа техногенного риска эксплуатации объектов добычи и подготовки газа месторождений Крайнего Севера, элементы которого использованы в стандартах организации ОАО «Газпром» (получено 3 акта использования).
Результаты работы применимы ко всем проектируемым объектам газодобычи и подготовки газа к транспорту, расположенным на Крайнем Севере и использующим набор технологий модельного объекта. В качестве модельных объектов в работе использованы проектируемые объекты газодобычи и подготовки газа к транспорту БНГКМ (кусты скважин, промысловые трубопроводы, УКПГ), по которым даны конкретные рекомендации по уменьшению ожидаемого ущерба от аварий.
Апробация работы. Результаты работы были представлены на 8-ми научных и научно-практических конференциях:
1 международной конференции «Новые технологии для очистки нефтезагрязненных вод, почв, переработки и утилизации нефтешламов», г. Москва, 10 – 11 декабря 2001 г.;
2 5-ой научно-технической конференции и выставке «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса», г. Москва, 23 – 24 января 2003 г.;
3 международной конференции «Управление рисками и устойчивое развитие Единой системы газоснабжения России», RIMS-2006, г. Москва, 1 - февраля 2006 г.;
4 международной конференции ESREL-2006 (Safety and Reliability in Managing Risk), Португалия, Лиссабон, 18 - 22 сентября 2006 г;
5 международной конференции «Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта», Республика Беларусь, Новополоцк, 7 - июня 2006 г.;
6 3-ей научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ООО «Томсктрансгаз», г. Томск, 15 - 19 октября 2007 г.;
7 научно-практической конференции «Применение новых технологий в газовой отрасли: опыт и преемственность», г. Москва, 30 сентября – октября 2008 г.;
8 3-ей международной научно-практической конференции «Промышленная безопасность взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектов», Уфа, 17 - 20 февраля 2009 г.
Публикации. По материалам диссертации опубликовано 9 печатных работ, (из них 2 - в журналах, входящих в «Перечень…» ВАК Минобрнауки РФ), список которых приведен в автореферате.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и списка использованной литературы из 132 наименований. Работа содержит 166 страниц, 50 таблиц, 65 рисунков.
Основное содержание работы
Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цели и задачи диссертационной работы, определены объект и предмет исследования.
В первой главе приведен обзор работ, посвященных различным аспектам промышленной безопасности объектов добычи и подготовки газа месторождений Крайнего Севера. Отмечен значительный вклад в решение проблем промышленной безопасности рассматриваемых объектов отечественных ученых, в числе которых: Г.Э. Одишария, В.С. Сафонов, С.В.
Овчаров, В.А. Сорокованов, А.А. Швыряев, С.А. Ковалев и другие ученые и специалисты.
Рассмотрены основные этапы количественного анализа риска применительно к модельным объектам, выстроенные в общий алгоритм анализа рисков проектируемых объектов добычи и подготовки газа месторождений Крайнего Севера. Показано, что при анализе риска рассматриваемых объектов значительное внимание необходимо уделять:
вопросам возникновения каскадных аварий;
оценке риска оборудованию и анализу его структуры;
определению технических решений, направленных на уменьшение ущерба от аварий.
Во второй главе проведена оценка показателей промышленной безопасности насыпных кустовых площадок скважин – первого технологического звена в цепочке добыча – сбор – подготовка газа, характерного для месторождений Крайнего Севера с обширным распространением многолетнемерзлых пород. Учитывая технологическую специфику кустов скважин БНГКМ, характеризующихся высокой плотностью размещения скважин, проанализирована возможность каскадного развития аварий с фонтанированием в пределах одной батареи скважин.
Указано, что каскадное развитие аварии может происходить по следующим причинам:
• прогрев оборудования излучением от пожара на фонтанирующей скважине, снижение прочностных характеристик металла и его разрушение под действием внутреннего давления;
• прогрев и протаивание ММП у устьев соседних скважин под действием теплового излучения от пожара на фонтанирующей скважине, вследствие чего возможна потеря несущей способности грунта, возникновение просадок и обрушение грунта с разрушением скважин.
Схема развития аварии на скважине приведена на рисунке 1.
разрушение с возник новением фонтана воспламенение работа по работы по воспламенение ликвидации ликвидации аварии горение газа аварии горение газа прогрев ликвидация прогрев аварийной аварии на ликвидация соседних скважины скважине аварии на скважин скважине растепление и разрушение разрушение устьевого устьевого обрушение грунта оборудования оборудования в основании соседних аварийной соседних скважин скважин скважины Работы по предотвращению каскадного развития аварий возникновение возникновение фонтана на аварии на соседней аварийной скважине скважине Срабатывание/ Отказ клапана-отсекателя на аварийной скважине Рисунок 1. Схема развития аварии на кусте скважин.
Приведенная схема развития аварии позволила выделить основные факторы, определяющие характер протекания аварии (в т.ч. возможность реализации каскадной аварии). Этими факторами являются:
• интенсивность истечения газа (дебит аварийных фонтанов);
• срабатывание/отказ устьевых клапанов-отсекателей в скважинах;
• конфигурация и ориентация факела;
• устойчивость оборудования к нагреву;
• эффективность штатных систем защиты, а также мероприятий по глушению фонтана/ликвидации утечки.
Рассмотрена специфика и масштабы проявления физических эффектов аварий на скважине и распространения поражающих факторов.
Показано, что продолжительность начального этапа фонтанирования, характеризуемого резким падением расхода газа, не превышает 10 20 сек.
Учитывая непродолжительность начального этапа фонтанирования скважины и возможность «отложенного» возгорания газа, начальный этап фонтанирования скважины в дальнейшем анализе не рассматривался.
Расчет аварийных дебитов скважин различных конструкций проводился Е.В. Шеберстовым (ООО «Газпром ВНИИГАЗ») по модели, включающей квазистационарное уравнение фильтрации флюида в пласте, систему уравнений состояния, сохранения массы, импульса и энергии флюида в скважине.
Анализ результатов расчетов показал, что наиболее вероятные аварийные дебиты скважин БНГКМ в основном лежат в интервале от 20 до 40 кг/с, в принципе достигая значений 110 кг/с. Вследствие этого, дальнейший анализ проводился для «характерных» аварийных дебитов скважин 20, 30, 40, 70 и кг/с.
Оценки термического воздействия пожара на фонтанирующей скважине проводились для:
• компактного вертикального факела ("струевого" пламени);
• "рассеянного" факела, истекающего вверх с относительно низкой скоростью из области, загроможденной обломками оборудования (пожар «колонного типа»);
• компактного факела с ориентацией, близкой к горизонтальной, при разрушении элементов трубной обвязки устья скважины ("настильный" факел).
При анализе устойчивости трубных элементов оборудования в условиях внешнего нагрева использовались следующие приближения:
• отказ (разрушение) трубного элемента происходит из-за температурного снижения временного сопротивления вр трубной стали до величины расчетного напряжения в трубном элементе;
• равновесные значения температуры оборудования рассчитываются на основе баланса падающего излучения, переизлучения по закону Стефана Больцмана и внутреннего конвективного теплосъема.
С учетом этого получены значения критических тепловых потоков (qкрит, кВт/м ), превышение которых может привести к разрыву трубного элемента (табл. 1).
Таблица 1. Значения критических тепловых потоков (qкрит, кВт/м2) Условный диаметр трубы Ду, мм, Давление газа, МПа толщина стенки трубы, мм. 6.9 14. qкрит=35 кВт/м 100х7 (113х7) qкрит=45 кВт/м Анализ полученных данных показал, что при реализации аварии по сценарию «компактный вертикальный факел» (наиболее вероятный сценарий) разрушение фонтанной арматуры соседней с аварийной скважины происходить не будет. При горении «заторможенного» потока газа («рассеянный» факел) разрушение соседней скважины будет возникать при фонтанировании аварийной скважины с расходом 70 - 110 кг/с (наиболее вероятно для фонтанов, которые могут возникать на этапе бурения и ремонта скважины). При фонтанировании скважины с компактным настильным факелом, направленным в сторону соседней скважины, ее разрушение имеет высокую вероятность вследствие большой тепловой нагрузки на фонтанную арматуру (свыше кВт/м2).
Показано, что каскадное развитие аварии на кусте скважин БНГКМ по второй причине - прогрев и протаивание ММП у устьев соседних скважин – практически исключено ввиду применения специального теплоизоляционного покрытия кустовой площадки, позволяющего заметно снизить динамику протаивания грунта под площадкой.
Оценена устойчивость куста скважин при каскадной аварии. Отмечено, что при вероятности ориентации компактного настильного факела в сторону соседней с аварийной скважины равной 0,1 (консервативное предположение), число аварийных скважин на кустовой площадке при каскадном развитии аварии не превысит 2-х с вероятностью 0,995.
В третьей главе проведена оценка показателей промышленной безопасности надземных сборных газопроводов с кустовых площадок – второго звена в вышеупомянутой технологической цепочке. Проанализирована возможность каскадного развития аварий на сборных газопроводах (с разрушением соседних с аварийной ниток) с учетом технологической специфики газосборных сетей БНГКМ, характеризующихся протяженными коридорами сборных газопроводов.
Показано, что разрушение соседнего с аварийным газопровода в пределах одного коридора может происходить по следующим причинам:
1 поражение фрагментами (осколками) разрушившегося газопровода;
2 воздействие избыточного давления волны сжатия при разрыве газопровода;
3 прогрев стенок газопровода при горении газа на аварийном газопроводе, снижение прочностных характеристик металла и разрушение газопровода под действием внутреннего давления.
Показано, что поражение соседних конструкций фрагментами аварийного газопровода вероятно лишь в случае хрупкого разрушения газопровода под действием реактивной силы истекающего газа с образованием большого числа осколков трубы. Проектом предусмотрено применение высоковязких сталей и специальных креплений труб на опорах, препятствующих горизонтальным и вертикальным перемещениям труб под действием реактивной силы истекающего газа, что практически исключает возможность сильной фрагментации трубы и разлета осколков.
Оценка воздействия избыточного давления волны сжатия проводилась путем моделирования аварийной ситуации в программном комплексе ANSYS.
Показано, что разрушение газопровода, расположенного с аварийным на одной эстакаде, практически невозможно.
Их вышесказанного следует, что при анализе возможности разрушения соседних с аварийным сборных газопроводов достаточно учитывать только прогрев стенок газопровода при горении газа на аварийном газопроводе. Для этого выполнен расчет:
- динамики аварийного истечения газа;
- значений тепловых потоков от пожара на аварийном газопроводе шлейфе.
Расчет аварийных расходов газа Расход газа при разрыве газопровода рассчитывался для двух случаев:
- разрыв газопровода посередине между кустовой площадкой и УКПГ;
- разрыв газопровода в непосредственной близости от УКПГ.
Принималось, что кран на УКПГ закрывается автоматически с пульта оператора сразу же по приходе волны разрежения, в то время как кран на кусте скважин, ввиду несрабатывания систем телемеханики, закрывается вручную через 0,5 часа после возникновения разрыва. В качестве длин и диаметров сборных газопроводов использовались проектные характеристики.
Определение аварийного расхода газа из сборного газопровода требует модификации известной двухэкспоненциальной модели истечения Альберта для учета притока газа в аварийный газопровод со стороны куста скважин, описания квазистационарного режима истечения газа из сборного газопровода и истечения газа после закрытия запорной арматуры на кусте скважин.
Моделирование истечения поделено на три этапа: моделирование переходного процесса формирования квазистатического распределения скорости на участке сборного газопровода от куста скважин до места разрыва, моделирование квазистатического истечения газа и моделирование истечения газа после закрытия запорной арматуры на кусте скважин.
Сравнение результатов моделирования c использованием модифицированной модели Альберта и модели, основанной на конечно разностной схеме решения известной системы дифференциальных уравнений, описывающих истечение газа из аварийного газопровода, показало высокую степень совпадения полученных зависимостей расхода газа от времени (рис. 2).
Расчет значений тепловых потоков от пожара При расчетах геометрических характеристик настильных струевых факелов использовалась модель факела API с учетом рекомендации по увеличению длины настильного факела в 1,25 раза по сравнению с длиной факела, истекающего в свободное пространство. Доля тепловыделения факелом в виде теплового излучения с его поверхности принималась зависящей только от гидродинамики смешения газа с воздухом.
Показано, что при истечении газа из сборных газопроводов и его горении, пламя, направленное вдоль оси газопровода, может в течение длительного времени (до перекрытия запорной арматуры на кусте скважин) иметь прямой огневой контакт с газопроводом, расположенным на одной опоре с аварийным.
Интенсивность теплового потока, достигающего соседний с аварийным газопровод, будет составлять 200 250 кВт/м2.
- инженерная модель Аварийный массовый расход газа, кг/с - кон.-разн. модель Время от момента аварии, с Рисунок 2. Сравнение конечно-разностной и аналитической моделей для случая аварийного разрыва промыслового газопровода Ду 500 мм с закрытием запорной арматуры на кусте скважин на 30 секунду от момента истечения.
Оценка возможности каскадного развития аварий Проведен анализ возможности разрушения соседних с аварийным сборных газопроводов под воздействием теплового воздействия пожара.
Показано, что воздействие открытого пламени на тепловую защиту газопровода (пенополиуретан в тонколистовом металлическом кожухе) в течение 0,5 часа и более приведет к ее термическому разложению, прогреву стенок газопровода с дальнейшей потерей прочностных характеристик металла и последующему разрыву газопровода под действием внутреннего давления. Столь продолжительное истечение газа из сборного газопровода БНГКМ возможно только при несрабатывании всей телемеханизированной запорной арматуры на кусте скважин, вероятность чего составляет не более 10-5 (консервативная оценка). На основании этого сделан вывод о практической невозможности реализации каскадной аварии на промысловых газопроводах БНГКМ под воздействием тепловой радиации.
В четвертой главе проведена оценка показателей промышленной безопасности установки комплексной подготовки газа – третьего технологического звена в цепочке добыча – сбор – подготовка газа, на примере УКПГ ГП-1 БНГКМ.
Проведена идентификация опасностей показавшая, что наибольшую опасность на УКПГ ГП-1 БНГКМ представляют аварийные процессы с участием природного газа. Это связано с большими, по сравнению с другими опасными веществами, количествами природного газа, вовлеченного в аварийный процесс и значительно более высокой интегральной вероятностью возникновения аварий на основном технологическом оборудовании.
Проанализированы статистические данные по возникновению отказов на применяемом на УКПГ оборудовании, оценены интегральные показатели аварийности УКПГ и частоты аварий на элементах типового оборудования.
Определены типовые расчетные сценарии аварий на технологических элементах УКПГ. Рассмотрены возможные поражающие факторы аварий на системах сжатого газа, оценены масштаб и характеристики негативного воздействия каждого из них.
Предложен дозовый подход к оценке степени повреждения оборудования и наружных установок. Критерием термического поражающего воздействия является значение поглощенной дозы тепловой радиации, вычисляемой по формуле:
Dобор= qоб·, (1) где qоб - величина теплового потока на единицу площади, кВт/м2, длительность теплового воздействия, с. Зависимость степени повреждения оборудования kповр от дозы поглощенной тепловой радиации Dобор имеет вид:
0 при qоб 12 кВт/м 0,1 при D обор D пор, Dобор Dпор kповр = (2) 0,1 + 0,9 при Dпор Dобор Dгиб, Dгиб Dпор 1 при D обор D гиб, где: Dпор – пороговое значение дозы поглощенной тепловой радиации (кВтс/м2), ниже которого оборудование получает только слабые повреждения (kповр =0,1);
Dгиб - значение дозы поглощенной тепловой радиации (кВтс/м2), выше которого оборудование считается полностью разрушенным.
Для применимости указанного подхода к оборудованию различной устойчивости к воздействию тепловой радиации проведено деление типового оборудования УКПГ на классы устойчивости. Значения Dпор и Dгиб для оборудования приведены в таблице 2.
Таблица 2. Значения Dпор и Dгиб для оборудования разных классов чувствительности к воздействию тепловой радиации Класс Dпор, Dгиб, чувствительности Тип оборудования кВтс/м2 кВтс/м оборудования Газоперекачивающий агрегат в исполнении без блок-контейнера и индивидуального укрытия, турбодетандерный агрегат, открытые блоки подготовки топливного, пускового и I (высоко- импульсного газов, открытые электростанции 3300 чувствительное) на собственные нужды, оборудование производственно-энергетического блоков, главный щит управления и другое расположенное вне укрытия сложное вспомогательное оборудование.
Газоперекачивающий агрегат в блок контейнерах и индивидуальных укрытиях, аппарат воздушного охлаждения, сепараторы, пылеуловители, установки низкотемпературной сепарации, адсорберы, колонны стабилизации конденсата, блоки подготовки топливного, пускового и II (средней импульсного газов и электростанции на 8300 чувствительности) собственные нужды в укрытиях, незащищенные крановые узлы, шкафы электрохимической защиты, контрольные пункты телемеханики, опоры линий электропередачи и другое незащищенное технологическое оборудование с фланцевыми соединениями с чувствительными к нагреву материалами-уплотнителями.
III (слабо- Надземные трубопроводы, крановые узлы в 35000 чувствительное) защитном укрытии.
Подземное технологическое оборудование принято нечувствительным к термическому воздействию и при любой аварии считается неповрежденным (kповр =0).
Предложен способ оценки степени повреждения зданий и сооружений при воздействии тепловой радиации. При этом степень повреждения зданий и сооружений определяется по формуле:
(3) kповр-зд = kпор-зд ·Pвозг, где: kпор-зд – степень поражения здания, сооружения, транспортного средства при условии его возгорания;
Pвозг - вероятность возгорания материалов (по группам воспламеняемости, согласно ГОСТ 30402-96) зданий и сооружений, подвергаемых тепловому воздействию.
Степень поражения kпор-зд зданий и сооружений определяется типом (по уровню пожарной нагрузки) объекта, и значением воздействующего на объект теплового потока (табл. 3).
Таблица 3. Зависимость степени поражения здания сооружения, транспортного средства (при условии их возгорания) от воздействующего на них удельного теплового потока и типа по пожарной нагрузке Степени поражения kпор-зд зданий и сооружений при условии их возгорания Тип объекта по уровню пожарной нагрузки Значение Основные производственные воздействующего Вспомогательные здания и цеха с минимумом удельного Офисные и жилые горючих материалов, производственные теплового здания автодороги, железные здания, потока, кВт/м2 (высокая пожарная (средняя пожарная дороги, металлические нагрузка) нагрузка) наружные конструкции (низкая пожарная нагрузка) Менее 20 1,0 0,1 от 20 до 0, включительно от 25 до 1,0 0, 0, включительно от 30 до 1, включительно свыше 35 1,0 1,0 1, Вероятность Pвозг возгорания материалов, из которых построено (изготовлено) здание или сооружение, определяется группой воспламеняемости материала (по ГОСТ 30402-96) и значением воздействующего на объект теплового потока, как показано в таблице 4.
Таблица 4. Зависимость вероятности возгорания материалов от группы воспламеняемости (согласно ГОСТ 30402-96) и воздействующего теплового потока Вероятность Pвозг возгорания материалов зданий и Значение теплового потока, кВт/м сооружений Группа В3 Группа В2 Группа В Менее 20 1 0 от 20 до 25 включительно 1 от 25 до 30 включительно от 30 до 35 включительно свыше 35 включительно 1 1 Учитывая технологическую специфику УКПГ, характеризующегося высоким рабочим давлением, не применявшимся ранее на подобных объектах (11,8 МПа) и уплотненным размещением технологического оборудования (ввиду его расположения на дорогостоящей насыпной площадке), проанализирована возможность каскадного развития аварий на площадке УКПГ. Установлено, что вероятность разрушения технологического оборудования фрагментами аварийного оборудования составляет значимую величину на расстояниях не более 20 м от места вылета фрагментов. Это обуславливает возможность развития каскадной аварии под воздействием этого поражающего фактора только внутри технологических блоков с плотной компоновкой оборудования (блок низкотемпературной сепарации, блок первичной очистки газа).
Показано, что развитие каскадной аварии под воздействием воздушной волны сжатия также может иметь место только внутри технологических блоков с плотной компоновкой оборудования, что обусловлено быстрым падением при увеличении расстояния ударных нагрузок, возникающих при расширении сжатого газа, до значений ниже необходимых для развития каскадной аварии.
Проведена оценка возможности каскадного развития аварии под воздействием тепловой радиации. Показано, что ввиду значительной протяженности зон теплового воздействия высокой интенсивности (до 300- метров) каскадное развитие аварии при возникновении неконтролируемых пожаров на технологических элементах УКПГ весьма вероятно. Основным фактором, влияющим на вероятность реализации этого события, является время автоматического срабатывания запорной арматуры, ограничивающей приток газа в аварийный элемент и продолжительность теплового воздействия на основное технологическое оборудование. С использованием изложенного выше подхода к оценке степени повреждения оборудования оценено время возникновения каскадной аварии при реализации расчетных сценариев аварий на основных технологических элементах УКПГ.
В пятой главе проведен расчет и анализ структуры риска эксплуатации установки комплексной подготовки газа ГП-1 БНГКМ.
Показано, что несмотря на переход технологии подготовки газа на более высокие давления (11,8 МПа), коллективный риск от возможных аварий на УКПГ составляет среднестатистическую для такого рода объектов величину 1,5310-2 чел/год, что связано с соизмеримым, по сравнению с эксплуатируемыми УКПГ, числом персонала и применением современных высокоэффективных систем аварийного реагирования. При этом наибольшие уровни потенциального территориального риска для людей наблюдаются в районе расположения блока низкотемпературной сепарации (связано с высокой концентрацией оборудования) и блока входных ниток (связано с высокой частотой аварий на газопроводах, транспортирующих «сырой газ»).
С целью уменьшения расчетных показателей риска для персонала УКПГ проведено вынесение блока входных ниток (как зоны с максимальными значениями потенциального территориального риска) из состава единой насыпной площадки на собственное основание, расположенное в 300 м от прежнего местоположения. Сравнение показателей риска для персонала обоих вариантов размещения блока входных ниток не показало существенной разницы между ними.
Определена структура ожидаемого ежегодного ущерба от аварий на УКПГ, показавшая, что вклад социального ущерба (ущерба персоналу) в ожидаемый ежегодный ущерб составляет не более 1 %. В связи с этим поставлена задача определения оптимального размещения технологического оборудования с целью уменьшения значения ущерба в результате аварий на УКПГ.
Для ее решения с использованием дозового подхода к оценке степени повреждения оборудования и наружных установок, предполагающего деление оборудования УКПГ на три класса чувствительности, построены поля риска разрушения оборудования каждого класса чувствительности, отражающие распределение частоты реализации поражающих факторов аварий на всех рассматриваемых технологических элементах УКПГ, приводящих к необратимым разрушениям оборудования (рис. 3).
а) б) Рисунок 3. Поля риска оборудованию первого (а) и второго (б) классов чувствительности.
Предложены методы определения оптимального размещения технологического оборудования на промплощадке УКПГ, основывающиеся на:
- анализе различных вариантов размещения оборудования УКПГ на промплощадке в целях минимизации величины ожидаемого ежегодного ущерба от аварий на УКПГ;
- расчете минимальной суммы ожидаемого ущерба от аварий на УКПГ и стоимости строительства промплощадки УКПГ с целью определения оптимальных расстояний между технологическим оборудованием.
Поиск оптимальных вариантов размещения оборудования УКПГ на промплощадке проводился следующим образом:
- оценивалась величина ожидаемого ежегодного ущерба оборудованию в результате аварий на УКПГ;
- определялись технологические блоки, оказывающие наибольшее влияние на распределение риска оборудованию по территории УКПГ;
- оптимизировалось расположение этих блоков с целью уменьшения их влияния на территорию промплощадки;
- для полученной конфигурации рассчитывалась величина ожидаемого ежегодного ущерба оборудованию в результате аварий на УКПГ;
- в случае значительного снижения величины ожидаемого ежегодного ущерба процедура повторялась, в противном случае полученная конфигурация признавалась оптимальной.
Для УКПГ ГП-1 БНГКМ оптимальным было признано вынесение блока входных ниток (как оказывающего наибольшее влияние на распределение риска по территории) из состава единой насыпной площадки на собственное основание, расположенное в 300 м от прежнего местоположения.
Поля распределения риска оборудованию первого и второго классов чувствительности по территории УКПГ с вынесенным на собственное основание блоком входных ниток представлены на рис. Задача определения оптимальных расстояний между технологическим оборудованием на УКПГ БНГКМ вытекает из необходимости создания дорогостоящей насыпи из минерального грунта, являющейся основой для размещения оборудования на промплощадке УКПГ. Более плотная компоновка оборудования приводит к уменьшению стоимости подготовки промплощадки и увеличению ожидаемого ежегодного ущерба от аварий ввиду вовлечения в аварию большего объема оборудования.
Для ее решения рассматривалось 5 плотностей компоновки оборудования: от «тесной» (расстояния между «центральными точками»
оборудования сокращены в два раза, масштаб 0,5) до «свободной» (расстояния между «центральными точками» оборудования увеличены в два раза, масштаб 2,0), для каждого случая определялся ожидаемый ежегодный ущерб от аварий и «ежегодные затраты» на подготовку промплощадки УКПГ (стоимость подготовки /30 лет эксплуатации УКПГ).
Сподг. = (а + а1·b + a2·b2)·(1+d), (4) а) б) Рисунок 4. Поля риска оборудованию первого (а) и второго (б) классов чувствительности для оптимизированной конфигурации оборудования.
где Сподг. – стоимость подготовки промплощадки;
а, а1, а2 – стоимости работ независящих, зависящих линейно и зависящих квадратично от линейного размера промплощадки;
b – коэффициент масштабирования промплощадки (изменения линейного размера);
d – доля от стоимости работ (а + а1·b + a2·b2), составляющая расходы, зависящие от общего объема произведенных работ (начисления).
Виды затрат на подрядные работы, их доля от общего объема и зависимость увеличения стоимости работ при увеличении линейного размера промплощадки приведены в таблице 5. При этом принималось, что стоимость работ по подготовке промплощадки УКПГ для проектной плотности компоновки оборудования (b=1) составляет 4937 млн. руб.
Таблица 5. Виды затрат на подрядные работы, их доля от общего объема и зависимость увеличения стоимости работ при увеличении линейного размера промплощадки Доля от общего Коэффициент № Вид затрат на подрядные работы объема, % зависимости от масштаба Заработная плата (ФОТ), накладные ~b 1 35, расходы, сметная прибыль Стоимость эксплуатации ~0,5·(b +b2) 2 6, строительных машин и механизмов 3 Материалы поставки заказчика 11,35 ~b ~0,5·(b +b2) 4 Материалы поставки подрядчика 22, Начисления (ВЗиС, управление 5 23,97 строительством и прочее) С учетом данных таблицы 5 выражение для стоимости работ по подготовке промплощадки УКПГ запишется как:
Сподг. = (1351,9·b + 2630,5·b2)·1,24, (5) Значения стоимостей подготовки промплощадки УКПГ и ожидаемых ежегодных ущербов для различных плотностей компоновки оборудования приведены в таблице 6, рис. 5.
Таблица 6 - Значения стоимостей подготовки промплощадки УКПГ и ожидаемых ежегодных ущербов для различных плотностей компоновки оборудования Стоимость «Ежегодные Ожидаемый Коэффициент подготовки затраты» на ежегодный Площадь № масштабирования площадки подготовку ущерб от аварий УКПГ, м промплощадки b УКПГ, площадки УКПГ, на УКПГ, млн. руб. млн. руб. млн. руб.
1 0,5 45571,5 1653,2 55,1 147, 2 0,75 102536 3091,1 103,0 99, 3 1,0 182286 4936,7 164,6 48, 4 1,5 410143,5 9850,8 328,4 33, 5 2,0 729144 16395,2 546,5 22, Ожидаемый ежегодный ущерб Ежегодные затраты на подготовку промплощадки Сумма Млн.руб.
0.50 0.75 1.00 1.25 1.50 1.75 2. Линейный масштаб промплощадки b Рисунок 5. Графическое представление зависимостей «ежегодных затрат» на подготовку площадки УКПГ, ожидаемого ежегодного у щерба от аварий на УКПГ и их суммы от коэффициента масштабирования промплощадки b.
Из рисунка 5 видно, что минимум суммы «ежегодных затрат» на подготовку площадки и ожидаемого ежегодного ущерба от аварий на УКПГ наблюдается при линейном масштабе около 0,75, следовательно, компоновка проектируемой УКПГ является излишне свободной.
Предложен подход к нахождению оптимальных затрат на поддержание технического состояния оборудования выделенных технологических блоков УКПГ (и, следовательно, оптимального значения суммарной частоты возникновения аварий на оборудовании блока i), основывающейся на определении минимального значения суммы ежегодных затрат на поддержание технического состояния оборудования технологического блока Сi и ожидаемого ежегодного ущерба от аварий на оборудовании технологического блока Уi, где i – номер рассматриваемого технологического блока. При этом предполагалось, что произведение i и Сi величина постоянная, т.е. увеличение финансирования работ по поддержанию технического состояния оборудования в n раз вызывает снижение аварийности на оборудовании рассматриваемого технологического блока в n раз. Таким образом, iопт. = iдейст.·Сiдейст./Ciопт., (6) где индексы дейст. и опт. соответствуют имеющимся и оптимальным показателям.
Иллюстрация подхода продемонстрирована для блока входных ниток УКПГ. Отмечено, что наблюдается существенная разница в суммарных частотах возникновения аварий на оборудовании блока входных ниток до и после оптимизации затрат на поддержание технического состояния оборудования рассматриваемого блока.
В заключении показаны основные выводы и результаты исследований, сведенные к следующему:
1) создан обобщенный алгоритм анализа техногенных рисков эксплуатации рассматриваемых объектов в виде совокупности адаптированных этапов, отражающих специфику объектов добычи и подготовки газа месторождений Крайнего Севера;
2) разработана методика, позволяющая с удовлетворительной точностью выполнять оценку значения аварийного массового расхода газа при авариях на сборных газопроводах промысловой сети;
3) разработан способ оценки степени поражения оборудования, зданий и сооружений при авариях с пожарами на объектах добычи и подготовки газа месторождений Крайнего Севера, апробированный на модельном объекте;
4) выявлены основные закономерности распределения риска персоналу и оборудованию на территории промплощадки УКПГ, обнаружившие значительное влияние местоположения блока входных ниток УКПГ на распределение риска по территории;
5) разработан способ оценки рационального расстояния между технологическим оборудованием УКПГ, основанный на определении минимума суммы «ежегодных затрат» на подготовку площадки и ожидаемого ежегодного ущерба от аварий на УКПГ;
6) предложен способ оценки вероятности возникновения каскадных аварий на объектах добычи и подготовки газа месторождений Крайнего Севера.
Публикации Статьи в изданиях, рекомендуемых ВАК Минобрнауки РФ:
1. Сафонов В.С., Ковалев С.А., Петрулевич А.А., Овчаров С.В., Мельников А.В. Оценка возможности возникновения каскадных аварий на промысловых газопроводах-шлейфах // Безопасность труда в промышленности. – 2006. – № 9. – С. 21-23.
2. Сафонов В.С., Ковалев С.А., Петрулевич А.А., Овчаров С.В., Мельников А.В. Оценка возможности возникновения каскадных аварий на кустах скважин // Безопасность труда в промышленности. – 2006. – № 10. – С. 20 23.
Публикации в периодических изданиях не входящих в «Перечень…»
ВАК Минобрнауки РФ и материалах конференций:
3. Мельников А.В., Сафонов В.С., Швыряев А.А Разработка алгоритма расчета вероятности поражения людей при авариях на магистральных газопроводах // Материалы международной конференции «Новые технологии для очистки нефтезагрязненных вод, почв, переработки и утилизации нефтешламов», г. Москва, 10 – 11 декабря 2001 г. - С. 137.
4. Мельников А.В. Алгоритм расчета вероятности поражения людей и зданий при авариях на магистральных газопроводах // Материалы 5-ой научно технической конференции и выставке «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса», 23 – 24 января 2003 г. - С. 58.
5. Сафонов В.С., Ковалев С.А., Петрулевич А.А., Овчаров С.В., Мельников А.В. Анализ рисков при эксплуатации газопромысловых объектов в условиях Крайнего Севера (на примере Бованенковского ГКМ) // Труды конференции "Управление рисками и устойчивое развитие ЕСГ России", RIMS-2006, М.:ВНИИГАЗ, 1-2 февраля 2006. – С. 156-159.
6. Сафонов В.С., Ковалев С.А., Овчаров С.В., Мельников А.В., Желтиков Е.Н.
Оценка показателей безопасности газопроводов высокого давления // Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта:
Материалы научно-технической конференции г. Новополоцк 07 июня 2006.
– Новополоцк, УО «ПГУ», 2006. – С. 15-16.
7. V. Safonov, S. Kovalev, S. Оvcharov, A. Melnikov Assessment of safety indices of perspective high-pressure gas pipelines // ESREL-2006, Estoril, 18- September 2006 - vol.3, p. 2519-2524.
8. Сафонов В.С., Ковалев С.А., Овчаров С.В., Мельников А.В. Оценка показателей безопасности и риска перспективных газопроводов высокого давления // Вестник РУДН, Экология и безопасность жизнедеятельности. – 2007. - №1 - С. 54-63.
9. Сафонов В.С., Мельников А.В., Чупин А.И., Желтиков Е.Н., Митрофанова Т.В. Экспресс-методика оценки размеров зон потенциального поражения людей при авариях на газопроводах // Безопасность труда в промышленности. – 2009. – № 5. – С. 66-69.
ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
Подписано к печати 01.10.2009. Формат 60 х 841/ Печать офсетная. Объем 1,0 усл. печ. л. Тираж 100 экз.
Заказ № Отпечатано с готового оригинал-макета на полиграфической базе ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
142717, Московская область, п. Развилка, ВНИИГАЗ.