книги / Техника и технологии локализации и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

Таблица 1.56

Частоты воз­ никновения события, год"1

5,81 КГ5

2,32 КГ5

5,81 1<Гб

2,9010~б

4,60 • 10~3

5,81 Ю'5

2,32 10'5

5,81 Ю~6

2,90 • Ю"6

9,00 • Ю'5

9,00 • Ю~5

1,89 • 10'ь

1,30 - Ю-4__

1,29 • Ю'6

3,50 • Ю'6__

3,51 Ю-8__

1,75 10 - _

8,96 10-__

5,1910-

Частоты воз­

никновения

события, год"1

2,36 10'6

2,70 10'8

4,78 10~5

2,3910'5

1,15 10'6

1,75 10‘6

2,37 10'3

1,75 10~6

2,34 10'3

9,8010'4

4,2010'4

2,00 10'5

1,75 10~6

7,80 • Ю'8

1,93 10'6

Тип оборудования

Сосуд под давлением: газовая фаза двухфазный

Колонны:

двухфазное содержимое Компрессор Фильтр Теплообменник:

воздушный

кожухотрубный трубчатый (змеевик)

Газовая турбина Насос Резервуар

Турборасширитель

Причины истечения УВ

Ошибки при проекти­ ровании

Отказ оборудования: коррозия/эрозия механические дефекты дефекты материалов другие причины

Ошибки эксплуатации: неправильная уста­ новка/ подключение неправильная эксплуатация падающие объекты и другие внешние воздействия

Всего

9,29

8,36

27,60

2,14

2,78

7,85

14,65

1,07

Причины истечения УВ

Окончание табл. 1.58

Магистральные нефтепроводы

Транспортировка сырой нефти осуществляется по сети трубопроводов, которые поставляют нефть от скважин к хранилищам на промысле или к маги­ стральным терминалам. По магистральным трубо­ проводам нефть перекачивают к нефтеперераба­ тывающим заводам или терминалам танкеров.

В основной состав нефтепроводов входят трубо­ проводы, насосные станции и нефтехранилища. Средняя скорость движения нефти в трубопроводе 10-12 км/ч.

Магистральный нефтепровод (МЫ) представляет собой сложное сооружение и включает в себя:

•систему подключения нефтеперекачивающих станций (НПС), компрессорных станций (КС), уз­ лов пуска и приема очистных устройств;

•установки электрохимической защиты трубо­ проводов от коррозии, линии и сооружения техно­ логической связи, средства телемеханики трубо­ проводов;

•линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов, и устройства электро­ снабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов;

•противопожарные средства, противоэрозион-

ные и защитные сооружения трубопроводов;

•емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, нефтепродуктов, конденсата и сжи­ женных УВ;

•здания и сооружения линейной службы экс­ плуатации трубопроводов;

•постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъ­ езды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопроводов;

•головные и промежуточные перекачивающие

иналивные насосные станции, резервуарные парки;

•пункты подогрева нефти и нефтепродуктов. Наиболее массовыми и ответственными объек­

тами контроля и управления на телемеханизированных МН являются линейные задвижки, перекрывающие поток нефти при аварии. Их уста­ навливают на линейной части нефтепровода на расстоянии порядка 20-30 км друг от друга.

Сырая нефть и готовые нефтепродукты хранятся

вобъемных резервуарах, обычно располагаемых

вудаленных районах. Группы таких резервуаров,

получившие название резервуарных парков (РП), являются неотъемлемой частью трубопроводного транспорта.

Особую опасность представляют промысловые и межпромысловые трубопроводные системы. Это связано со следующими неблагоприятными факторами:

•транспортировка многофазных пластовых флюидов, включая нефть, попутный газ, в том числе сероводород и углекислый газ, а также агрес­ сивную пластовую воду, вызывает прогрессирую­ щую коррозию стальных трубопроводов;

•опережающая скорость старения трубопрово­ дов в сравнении со скоростью замены «старых» трубопроводов, эксплуатируемых более 15 лет. Вероятность безотказной работы P(t) технических систем в зависимости от срока эксплуатации пред­ ставлена на рис. 1.15;

•недостаточные объемы работ по замене стальных труб, уложенных на коррозионно­ опасных направлениях транспортировки смесей, на неметаллические трубы.

Наиболее часто аварийные разливы нефти про­ исходят из-за нарушений герметичности промы­

словых нефтепроводов, общая длина которых в России превышает 300 тыс. км.

Протяженность МН в нашей стране составляет почти 50 тыс. км. В состав сооружений МН входят 387 нефтеперекачивающих станций, резервуарные парки общей вместимостью 17 млн м3

Более 30 % российских МН состоит из труб большого диаметра (1020 и 1220 мм); на них приходится транспортировка свыше 70 % нефти, поставляемой по системе. Средняя протяженность транспортировки нефти по территории России в настоящее время составляет 2200 км.

Рис. 1.15. Вероятность безотказной работы Р(() технических систем в зависимости от срока эксплуатации

Динамика аварийности на различных магист­ ральных трубопроводах в разные годы представлена на рис. 1.16, в табл. 1.61 и 1.62, обобщенные данные по ожидаемым частотам инициирования аварий типового оборудования — в табл. 1.63.

Таблица 1.61

Динамика аварийности на магистральных нефтепроводах России

Таблица 1.62

Статистика аварий на магистральных газо нефтей роводах

Примечание. Многоточие (...) в графах означает от­ сутствие сведений.

В табл. 1.64 приведен пример, какие послед­ ствия может иметь разлив из трубопроводов раз­ ного назначения при образовании в нем отверстия различного диаметра.

Анализ аварийности МН страны за 19992000 гг., выполненный Госгортехнадзором России, показывает, что основными причинами аварий за эти годы явились:

•внешние физические воздействия на нефте­ проводы (34,7 %);

•нарушения норм и правил производства работ при строительстве, ремонте, отступления от про­ ектных решений (24,7 %);

•коррозионные повреждения (23,5 %);

•нарушения технических условий при изго­ товлении труб, деталей оборудования (12,4 %);

• ошибочные действия эксплуатационного и ремонтного персонала (4,7 %).

Наиболее подвержены механическим повреж­ дениям клапаны, фитинги трубопровода, насосные станции, особенно прокладки, сальники и фланцы. Размеры отверстий в этих элементах малы, и средний объем разлива сквозь механические повреждения составляет порядка 200 м3

Результаты статистического анализа причин разрушений за несколько лет показывают, что доля повреждений, вызванных конструкционными

имонтажными дефектами, увеличилась в 2 раза,

адоля коррозионно-эрозионных дефектов умень­ шилась вдвое. По статистике, примерно 60 % раз­ рушений происходит из-за физико-механических повреждений, остальные 40 % — из-за ошибок человека. Основная доля приходится на дефекты труб и сварных соединений (включая последствия коррозии). Отмечено, что увеличение числа обна­ руженных при контроле за сварными соедине­ ниями дефектов на 0,1 % приводит к уменьшению количества повреждений (разрушений) в началь­ ный период эксплуатации трубопровода (2-3 года) в среднем на 20 %.

Статистические данные вероятности возникно­ вения разлива нефти, обусловленного разрушением трубопровода по различным причинам, и послед­ ствия этих разливов представлены в табл. 1.65-1.67

ина рис. 1.17.

Основной критерий для оценки вероятности разрушения:

а т — предел текучести металла трубы (SMYS).

Таблица 1.66

Зависимость интенсивности отказов от наработки трубопроводов

Таблица 1.67

Основные последствия аварий на напорных нефтепроводах

взрывоопасного паровоздушного облака с последующим объемным взрывом и пожаром разлития

Системная теория надежности линейной части магистральных трубопроводов рассматривает в каче­ стве статистически независимых подсистем группы состояний, связанных с основным металлом или сварными швами трубопровода (группа А) и изо­ ляцией, электрохимзащитой, грунтовой засыпкой и т. п. (группа Б). По статистическим оценкам, вероятность отказа: основного металла — 0,68; сварного шва — 0,32; основного металла группы А — 0,23; сварного шва группы А — 0,26.

Основным показателем, определяющим опасность объекта, является частота возникновения аварии в течение года на единицу технологического обо­ рудования, которая, исходя из статистических данных для объектов транспорта, хранения и рас­ пределения нефтепродуктов, составляет:

• технологическое оборудование с одностен­ ными резервуарами — 1 КГ4 аварий/год (в 90% случаев весь объем выбрасывается мгновенно);

• для нефтепроводов — 0,16 аварий/год на 1000 км (в 55 % случаев — образование свища, 35 % — продольная трещина (раскрытие), 10 % — гильотинный разрыв);

• насосное оборудование — 2 10-4 аварий/год.

Анализ риска аварий на трубопроводах

Проведение анализа риска, включающего иденти­ фикацию опасностей, оценку риска аварий и выра­ ботку обоснованных рекомендаций по обеспечению безопасности, связано с необходимостью оценки воз­ можности реализации опасностей и их последствий.

Методическое обеспечение анализа риска ава­ рий на магистральных трубопроводах представлено в таб л .1.68.

Применительно к оценке риска аварий на трубо­ проводных системах следует выделить РД «Мето­ дическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах» и СТО РД Газпром 39-1.10-084-2003 «Методические ука­ зания по проведению анализа риска для опасных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО "Газпром"».

Так, с помощью Методического руководства по оценке степени риска аварий на МН можно рас­ считать интегральные (по всей длине трассы нефте­ провода) и удельные (на единицу длины нефте­ провода — обычно 1 км) значения:

•частоты утечки нефти в год,

•ожидаемых потерь нефти от аварий,

•ожидаемого ущерба (как суммы ежегодных компенсационных выплат за загрязнение окру­ жающей среды) и других показателей риска.

Прогноз частоты аварийных утечек из МН про­ водится с учетом 40 факторов влияния, которые объединены в следующие группы:

•внешние антропогенные воздействия,

•коррозия,

•качество производства (применяемых или существующих) труб,

•качество СМР,

•конструктивно-технологические факторы,

•природные воздействия,

•эксплуатационные факторы,

•дефекты металла трубы и сварных швов. Оценка степени риска всей трассы проводится

на основе идентификации опасностей и оценки риска отдельных участков (секций), характери­ зующихся примерно одинаковым распределением