4.4 Морской газопровод и трубопровод моноэтиленгликоля Этап 1

Транспортировка мультифазного потока от Штокмановского газоконденсатного месторождения до населенного пункта Териберка будет, осуществляется по морским трубопроводам. Начальными точками морских газопроводов являются соединительные устройства манифольда с магистральными газопроводами.

Конечными точками морских газопроводов для 4-х ниток являются камеры приема очистных устройств (ОУ) на заводе СПГ, для остальных ниток – камеры приема ОУ на терминале в бухте Наша.

Укладка подводного газопровода на дно моря выполняется S-методом, который заключается в наращивании трубопровода в море при использовании трубоукладочного судна (ТУС). Наращиваемый на судне трубопровод спускается в воду по регулируемому стингеру и под собственным весом погружается на дно. Напряженно-деформированное состояние трубопровода в допустимых пределах поддерживается в процессе укладки регулированием продольного растягивающего усилия с трубоукладочного судна.

Расстояния между нитками основного газопровода, между газопроводом и трубопроводом, транспортирующем МЭГ, принято не менее 27 м. На следующих стадиях проектирования расстояния будут уточняться по результатам анализа соответствующих рисков.

На прибрежных и мелководных участках для обеспечения устойчивости трубопроводы заглубляются в морское дно. Величина заглубления до верхней образующей бетонного покрытия зависит от возможных деформаций дна за счет ледовых и волновых воздействий. Для участка с глубиной моря от 10 до 50 м трубопровод предусмотрено заглублять таким образом, чтобы верхняя образующая его была на одном уровне с морским дном.

В предполагаемых местах выхода газопровода на берег возможна укладка его в открытую траншею.

Технология пересечения береговой линии методом открытой траншеи предусматривает протаскивание газопровода в предварительно разработанную траншею. При этом наращивание плети газопровода осуществляется либо на трубоукладочном судне, либо на берегу, при наличии достаточной площади для устройства строительной площадки.

Трубопровод МЭГ на пересечении с береговой линией и на прибрежном участке при протаскивании защищается кожухом, предварительно уложенным на дно и засыпанным скальным грунтом. Трубопровод МЭГ предусматривается протаскивать в кожух с помощью лебедки, установленной на берегу. Для этого кожух в нижней части выполняется в виде раструба.

Протяженность морского трубопровода по направлению ШГКМ – Териберка составляет 580 км (Рис. 4.11).

По данным предварительных расчетов для морских газопроводов приняты трубы с переменным диаметром 35"→38"→41" в том числе:

1. 330 км из труб диаметром 35" (889 мм);

2. 100 км из труб диаметром 38" (965,2 мм);

3. 150 км из труб диаметром 41" (1041,4 мм).

Использование трубопровода с переменным диаметром позволит:

1. Уменьшить образование жидкостных пробок особенно в районе месторождения.

2. Расширение трубопровода ближе к берегу позволит уменьшить рабочее давление в трубопроводе и, тем самым, отсрочить ввод компрессоров на месторождении.

Использование двухниточного трубопровода предназначено для регулирования многофазного потока. На первых этапах эксплуатации газопровода, а также в случаях аварии на скважинах, когда объем подачи смеси небольшой, для уменьшения скопления жидкости в трубопроводе будет использоваться одна нитка.

Рабочее давление в морских трубопроводах, поставляющих газ для сухопутного газопровода Териберка - Волхов, составляет 15,5 МПа. Давление газа на входе берегового терминала принято 6,0 МПа, чтобы избежать больших степеней повышения давления на головной компрессорной станции сухопутного газопровода Териберка – Волхов.

Рис. 4.11 - Схема морского газопровода и трубопровода МЭГ от ШГКМ до пос.Териберка.

Для сооружения основного газопровода стали класса Х65, для трубопровода МЭГ стали класса Х60. Толщина стенки газопровода и трубопровода МЭГ приведены в таблицах 4.17 и 4.18.

Таблица 4.17 - Толщина стенки газопровода по внутреннему давлению. Сталь Х65. Расчетное давление Рd=15,5 МПа

Участок газопровода	Протяженность, м	Глубина моря, м	Диаметр внутренний Di, мм	Диаметр наружний D, in	Толщина стенки t, мм
Км 11,75 ‑ км 12,25	500	329-324	835,0	35	32,8
Км 12,25 – км 30	17750	340-320			29,4
Км 30 – км 330	300000	374-190			25,3
Км 330 – км 430	100000	192-182	907,0	38	28,6
Км 430-км 565	135000	256-131	980,0	41	30,4
Км 565-км 581,7	16700	50-0			23,2
Км 581,7-км	1000	6-0			37,0

Таблица 4.18 - Толщина стенки трубопровода МЭГ по внутреннему давлению. Сталь Х60. Расчетное давление Рd=23,4 МПа

Участок газопровода	Протяженность, м	Класс безопасности	Глубина моря, м	Диаметр внутренний Di, мм	Диаметр наружний D, in	Толщина стенки t, мм
Км 11,75 ‑ км 12,25	500	Высокий	329-324	192,1	85/8	13,5
Км 12,25-км	569	Нормальный	374-0			12,0
Км 581,7-км	1000	Высокий	6-0			13,5

Этап 2.

Рисунок 4.12 - Динамика аварийности на морских газопроводах

При разгерметизации морского газопровода чаще всего происходит истечение газоконденсата, содержащего различные примеси в водную среду с последующим рассеянием [23].

Таблица 4.19 - Основная доля отказов происходит вследствие разгерметизации

Причина	Относительная доля аварий, вызванных данной причиной, %	Частота разгерметизации
Коррозия	80	2,1 * 10-6
Производственно-хозяйственная деятельность	9	1,68 * 10-6
Природные явления	11	1,91 * 10-6

Таким образом, последствия аварий на газопроводе в ходе его эксплуатации будут, в основном, локальными и кратковременными.

При аварийных ситуациях возможны следующие виды воздействий на окружающую среду:

- воздействие ударной волны на гидробионтов в случае разрыва газопровода;

- химическое загрязнение воды и донных осадков, а также гидробионтов парафинами (в основном метаном) и газовыми гидратами;

- токсическое воздействие на гидробионтов на участке аварии газопровода и далее по течению;

- локальное термическое воздействие (понижение температуры до отрицательных значений) на участке разрыва трубопровода;

- взмучивание донных осадков вследствие гидроудара и локальное нарушение среды обитания бентоса и планктона (аналогичное таковому при строительстве газопровода) [24].

На основе анализа статистических данных об авариях и отказах морских трубопроводов, эксплуатируемых в различных районах, выделены следующие типовые сценарии аварий:

Группа сценариев С1:

Разрыв подводного газопровода на полное сечение - подводная ударная волна - образование газового пузыря и выход его на поверхность - истечение струй газа в воду, их дробление с образованием пузырьковой смеси, выход этой смеси на поверхность с образованием опасных для судоходства зон - рассеяние вышедшего газа в атмосфере.

Группа сценариев С2:

Образование трещины в трубопроводе - раскрытие трещины до максимального размера, обеспечивающего ее самоторможение - истечение газа в водную среду - дробление пузырей газа с образованием мелкодисперсной смеси - выход этой смеси на поверхность - рассеяние вышедшего газа в атмосфере.

Группа сценариев С3:

Образование свища в трубопроводе - истечение газа в водную среду - дробление пузырей газа с образованием мелкодисперсной смеси - выход этой смеси на поверхность - рассеяние вышедшего газа в атмосфере.

Этап 3

При возникновении утечки из газопровода массовая скорость истечения газа определяется (γ=ср/сν - отношение теплоемкостей):

где А – наибольший размер нераспространяющейся трещины в газопроводе (м2); С_D - коэффициент расхода, (для практических расчетов рекомендуется принимать коэффициент расхода С_D=0,62); р – давление в трубопроводе (Па); Т – температура в газопроводе (К); R = 8314 – универсальная газовая постоянная (кг∙м2/К∙кмоль∙с2); М – молярная масса (кг/кмоль).

При этом наибольший размер нераспространяющейся трещины в газопроводе А рекомендуется оценивать как:

A = 0.475rt

где r – радиус трубопровода (м),t - толщина стенки трубопровода (м) [4].

Результаты расчетов представлены в таблицах 4.20 – 4.23

Таблица 4.20 - Массовая скорость истечения газа в трубопроводе МЭГ Dy 270мм

Температура		Толщина стенки 13,5 мм			Толщина стенки 12,0 мм		Толщина стенки 13,5 мм
Тз, К	Тл, К	mogз, кг/с	mogл, кг/с	mogл, кг/с		mogз, кг/с	mogз, кг/с	mogл, кг/с
37	17	0,0031	0,0145	0,0129		0,0028	0,0031	0,0145

Продолжение таблицы 4.20

40	19	0,0029	0,0137	0,0122	0,0027	0,0029	0,0137
43	21	0,0028	0,0130	0,0116	0,0026	0,0028	0,0130
46	23	0,0027	0,0124	0,0111	0,0025	0,0027	0,0124
48	24	0,0027	0,0122	0,0108	0,0024	0,0027	0,0122
50	25	0,0026	0,0119	0,0106	0,0023	0,0026	0,0119

Таблица 4.21 - Массовая скорость истечения газа газопроводе Dy 890мм

Температура		Толщина стенки, 32,8 мм		Толщина стенки,29,4 мм		Толщина стенки,25,3 мм
Тз, К	Тл, К	mogз, кг/с	mogл, кг/с	mogз, кг/с	mogл, кг/с	mogз, кг/с	mogл, кг/с
37	17	0,0064	0,0095	0,0058	0,0085	0,0049	0,0073
40	19	0,0062	0,0089	0,0056	0,0081	0,0048	0,0069
43	21	0,0059	0,0085	0,0053	0,0077	0,0046	0,0066
46	23	0,0058	0,0082	0,0052	0,0073	0,0044	0,0063
48	24	0,0057	0,0080	0,0051	0,0072	0,0043	0,0062
50	25	0,0055	0,0078	0,0049	0,0070	0,0042	0,0060

Таблица 4.22 - Массовая скорость истечения газа газопроводе Dy 965мм

Температура		Толщина стенки 28,6 мм
Тз, К	Тл, К	mogз, кг/с	mogл, кг/с
37	17	0,0061	0,0089
40	19	0,0059	0,0085
43	21	0,0056	0,0081
46	23	0,0055	0,0077
48	24	0,0053	0,0076
50	25	0,0052	0,0074

Таблица 4.23 - Массовая скорость истечения газа газопроводе Dy 1040 мм

Температура		Толщина стенки 30,4 мм		Толщина стенки 23,2 мм		Толщина стенки 37,0 мм
Тз, К	Тл, К	mogз, кг/с	mogл, кг/с	mogз, кг/с	mogл, кг/с	mogз, кг/с	mogл, кг/с
37	17	0,0069	0,0103	0,0053	0,0078	0,0085	0,0125

Продолжение таблицы 4. 23

40	19	0,0067	0,0097	0,0051	0,0074	0,0082	0,0118
43	21	0,0065	0,0093	0,0049	0,0071	0,0079	0,0113
46	23	0,0062	0,0088	0,0048	0,0067	0,0076	0,0108
48	24	0,0061	0,0087	0,0047	0,0066	0,0074	0,0105
50	25	0,0060	0,0085	0,0046	0,0065	0,0073	0,0103

Зона локального нарушения дна при прорыве морского газопровода:

R= 17,5*³√m

где m = - масса газа, м³,

Результаты расчетов представлены в таблицах 4.24 – 4.27

Таблица 4.24 - Зона локального нарушения дна при прорыве газопровода Dy 890мм

Глубина, м	mз, т	mл, т	Rл, м	Rз, м
329	1,73	18,19	77,31	7,37
300	1,90	19,95	84,79	8,09
271	2,11	22,08	93,86	8,95
242	2,36	24,73	105,10	10,02
213	2,68	28,098	119,41	11,39
200	2,85	29,92	127,18	12,13
190	3,00	31,49	133,87	12,77

Таблица 4.25 - Зона локального нарушения дна при прорыве газопровода Dy 965мм

Глубина, м	mз, т	mл, т	Rл, м	Rз, м
192	2,97	31,17	132,48	12,64
190	3,00	31,50	133,87	12,77
188	3,04	31,83	135,30	12,91
186	3,07	32,18	136,75	13,05
184	3,10	32,53	138,24	13,19
182	3,14	32,88	139,76	13,33

Таблица 4.26 - Зона локального нарушения дна при прорыве газопровода Dy 1040 мм

Глубина, м	mз, т	mл, т	Rл, м	Rз, м
256	2,23	23,38	99,36	9,48
216	2,64	27,71	117,76	11,23
176	3,24	34,01	144,52	13,79
136	4,20	44,01	187,03	17,84
96	5,95	62,34	264,96	25,28
56	10,20	106,87	454,22	43,33

Таблица 4.27 - Зона локального нарушения дна при прорыве трубопровода МЄГ, Dy 270мм

Глубина, м	mз, т	mл, т	Rз, м	Rл, м
329	13,81	14,19	58,67	60,29
328	13,76	14,14	58,50	60,10
327	13,72	14,10	58,32	59,92
326	13,68	14,06	58,14	59,74
325	13,64	14,01	57,96	59,55
324	13,60	13,97	57,78	59,37

Этап 4

Четвертый этап анализа риска газопровода предполагает оценку последствий аварийных ситуаций. Для этого, необходимо идентифицировать возможные объекты поражения (хозяйственные постройки) и расстояние до них.

Для оценки потерь при аварии на морском газопроводе приведем пример.

В результате аварии на морском газопроводе был уничтожен участок трубопровода длинной 4 метра и поврежден трубопровод МЭГ. Часть газа растворилась в морской воде, а часть вышла на поверхность и рассеялась. В морской воде растворилось 60 тыс. м³ газа,а в атмосферный воздух было выброшено 180 тыс. м³ газа. Продолжительность простоя составила 10 дней, средняя дневная прибыль (учитывая, что объем подачи газа потребителям по территории Мурманской области составляет 12 млн. м³/день и цена 1 апреля 2010 за 1000 куб. метров будет 5,4 тыс. руб.) средняя дневная прибыль составляет 65, 7 млн. руб. Для устранения аварии необходимо 5 п.м стальных труб Ду 965 и толщиной стенки 28,6 мм, а также 3 ед. различной рабочей техники.

Количественная оценка ущерба приведена в таблице 4.28

1. Прямые потери

- стоимость ремонта и восстановления оборудования, машин – 980 тыс. руб.

- стоимость услуг посторонних организаций, привлеченных к ремонту - 1275 тыс. руб.;

- транспортные расходы, надбавки к заработной плате и затраты на дополнительную электроэнергию составили 500 тыс. руб.

Потери продукции составили 240 тыс. м³ газа, т.е 1,296 млн. руб.

2. Затраты на ликвидацию и расследование аварии

- непредусмотренные выплаты заработной платы (премии) персоналу при ликвидации и локализации аварии - 350 тыс. руб.;

- стоимость материалов, израсходованных при ликвидации аварии, - 200 тыс. руб. (1 п.м. трубы – 40 тыс. руб.)

3. Социально-экономические потери

В результате аварии ни один человек не пострадал.

4. Косвенный ущерб

- заработная плата и условно-постоянные расходы за время простоя объекта,200 тыс. руб.;

- прибыль, недополученная за период простоя объекта, 470,7млн.руб.;

- убытки, вызванные уплатой различных неустоек, штрафов, пени,260 тыс. руб.;

5. Экологический ущерб

1. Ущерб от загрязнения атмосферного воздуха, как правило, определяется исходя из массы загрязняющих веществ, рассеивающихся в атмосфере.

В силу того что газ при выходе из газопровода рассеялся, экологический ущерб, будет определяться главным образом размером взысканий за вред, причиненный продуктами горения нефти и нефтепродуктов.

Э_а = Н_ба *М_и * К_и * К_эа

где Н_ба - базовый норматив платы за выброс в атмосферу – 54 руб.т.

М_и - объем загрязняющего вещества, выброшенного в атмосферу при аварии, 180тыс. т ;

К_и - коэффициент индексации платы за загрязнение окружающей природной среды, 94;

К_эа - коэффициент экологической ситуации и экологической значимости состояния атмосферного воздуха экономических районов Российской Федерации, 1,4;

2. Э_в рекомендуется определять суммированием ущерба от изменения качества воды и размера потерь, связанных со снижением его биопродуктивности. Ущерб от изменения качества воды оценивается на основании утвержденных нормативных документов

Э_в = Н_ба *М_и * К_и * К_б

где Н_ба - базовый норматив платы за выброс– 366 руб.т.

М_и - объем загрязняющего вещества, выброшенного в атмосферу при аварии, 60тыс. т

К_и - коэффициент индексации платы за загрязнение окружающей природной среды, 1,1

К_б - коэффициент снижения биопродуктивности 1,5

Таблица 4.28 – Полный ущерб от аварии

Вид ущерба	Величина ущерба, тыс.руб.
Прямой ущерб: - потери основных фондов - расходы на материалы и запасные части - оплата услуг сторонних организаций - транспортные расходы, надбавки к заработной плате	1296 980 1275 500
Затраты на расследование и ликвидацию аварии: - затраты на расследование аварии - затраты на ликвидацию аварии	0 550
Косвенный ущерб: - убытки, вызванные уплатой неустоек, штрафов - недополученная прибыль	460 470700
Экологический ущерб: - ущерб от загрязнения атмосферы - ущерб от загрязнения водных объектов	1279 314,02
Ущерб от аварии	477354