Заключение

Обустройство и эксплуатация месторождений в условиях арктических морей требуют разработки специальных технологий, конструкций, необходимых технических средств и сооружений, а также технологических схем добычи, подготовки, сбора, хранения и транспорта добываемой углеводородной продукции. Проблема создания надежно действующей, экологически безопасной и экономически эффективной системы транспорта нефти, газа и конденсата является важнейшим условием успешного освоения нефтегазовых месторождений арктического шельфа. Создание единой транспортной системы для условий Крайнего Севера и Заполярья является достаточно сложной технической задачей, связанной со строительством подводных и наземных трубопроводов значительной протяженности, перегрузочных терминалов, нефте- и газохранилищ, швартовных устройств, морских транспортных судов и других технических средств.

Для освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения необходимо проделать огромную работу. Необходимо создание морских добывающих платформ, подводного магистрального газопровода длиной 600 км; специализированного морского флота; береговых баз; специализированной морской транспортной системы.

В ходе дипломной работы мною был поставлен ряд задач, решение которых позволило выявить наиболее вероятные аварийные ситуации, причины их возникновения, а также зоны, на которые действуют поражающие факторы при аварии.

1. Большинство аварий на линейной части сухопутного трубопровода происходят по двум сценариям: Утечка с подземной части газопровода (63%) и утечка в вырытом котловане – рассеивание утечки в атмосферном воздухе или факельное горение. Среди причин возникновения аварийных ситуаций можно выделить следующие коррозия(48%) и брак сварочно-монтажных работ(21%).

При авариях, сопровождающихся утечкой и рассеянием газа из надземного, подводного и подземного газопроводов поражающие факторы как таковые отсутствуют, вследствие быстрого рассеяния природного газа, который значительно легче воздуха.

При факельном горении наиболее опасным является начальный момент истечения и горения факела. Поэтому при авариях, сопровождающихся факельным горением, расстояние действия поражающих факторов во многом определяется длиной факела (дальностью огневого воздействия).

2. Возможность возникновения аварий на технологических объектах КС, прежде всего, обусловлена взрывопожароопасными свойствами природного газа и масел, применяемых в системах смазки, охлаждения и уплотнения газоперекачивающих агрегатов (ГПА), установок очистки и подготовки газа. Из анализа реальных происшествий на компрессорных станциях, следует, что в 47 % случаев наблюдается утечка из подземного газопровода, в 31 % - из очистных устройств, в 22 % случаев – из газоперекачивающих агрегатов.

Основными причинами аварий с пожарами на газоперекачивающих агрегатах (ГПА), как правило, являются:

- утечки газа из всасывающего и нагнетательного трубопроводов, корпуса центробежного нагнетателя, трубопроводов пускового газа;

-. утечки масла из систем смазки и уплотнения и попадание его на нагретые части ГПА;

- отказы в системах первичной идентификации утечек газа и масла, обнаружения загораний или задымлений, а также отказы или неэффективность действия систем пожаротушения.

К внешним поражающим факторам аварий, сопровождающихся взрывами газовоздушных смесей в незамкнутых помещениях КС, относятся:

- факелы пламени, «истекающие» из отверстий, возникших при разрушении ограждающих конструкций (при факельном горении наиболее опасным является начальный момент истечения и горения факела);

- взрыв в атмосфере, подготовленной к горению сильно турбулизированной смеси, вытесненной избыточным давлением из помещения (при взрыве в помещении наиболле опасными являются, зона огневого действии, зона действия продуктов взрыва и зона действия взрыва).

3. Охлаждаемые резервуары для хранения СПГ используются уже более 60 лет. За это время были усовершенствованы материалы, конструкция и методы производства. В настоящее время существует два основных типа резервуаров: подземные и надземные. Конструкция двойной стены с внешней бетонной или железобетонной стеной является стандартной для надземных резервуаров.

Из анализа реальных происшествий на резервуарах, следует, что в 69 % случаев наблюдается повреждение внутренней оболочки, в 31 % - повреждение внутреннего и внешнего корпуса. Чаще всего аварии сопровождаются взрывом и разрушением резервуара. Аварии резервуаров связаны с повреждением внутренних или внешних корпусов, а также внутренних оболочек из-за:

- разгерметизации сварных швов;

- повышение давления при заправке;

- спада давления вызванного увеличением расхода выдачи СПГ;

- повышенного тепловыделения встроенного оборудования;

- отказ тепловых датчиков;

- внезапное образование трещин в фундаменте;

- отказ датчиков фиксирующих давление в резервуаре;

- отказ клапана отвода газа на факел;

Относительная доля аварий резервуаров приходится на разгерметизацию сварных швов 75% случаев.

При аварии резервуара следует выделить поражающие факторы для каждого сценария аварийной ситуации и определить расстояние, на котором они действуют. Среди поражающих факторов при аварии можно выделить следующие: тепловое излучение, - зона продуктов сгорания, высота пламени горения

4. При разгерметизации морского газопровода чаще всего происходит истечение газоконденсата, содержащего различные примеси в водную среду с последующим рассеянием. Таким образом, последствия аварий на газопроводе в ходе его эксплуатации будут, в основном, локальными и кратковременными.

На основании анализа реальных событий большинство аварий на морских трубопроводах происходят из-за коррозии, производственно-хозяйственной деятельности и природных явлений.

Среди основных поражающих факторов можно выделить следующие:

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

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

- локальное нарушение дна при прорыве морского газопровода.