Содержание к диссертации
Введение
1. Состояние научно-методического аппарата анализа рисков объектов добычи и подготовки газа месторождений крайнего севера 10
2. Анализ промышленной безопасности скважин и кустов скважин месторождений крайнего севера 16
2.1. Анализ технологической специфики скважин и кустов скважин месторождений Крайнего Севера 16
2.2. Анализ промышленной безопасности скважин и кустов скважин месторождений Крайнего Севера 18
2.3. Каскадное развитие аварий на кусте скважин. Устойчивость куста скважин при каскадной аварии 27
2.4. Выводы по главе 31
3. Анализ промышленной безопасности сборных промысловых трубопроводов месторождений крайнего севера 32
3.1. Анализ технологической специфики сборных промысловых трубопроводов месторождений Крайнего Севера 32
3.2. Анализ промышленной безопасности сборных промысловых трубопроводов месторождений Крайнего Севера 33
3.3. Каскадное развитие аварий на сборных промысловых трубопроводах 44
3.4. Выводы по главе 52
4. Анализ промышленной безопасности установок комплексной подготовки газа на месторождениях крайнего севера 54
4.1. Технологическая специфика установок комплексной подготовки газа месторождений Крайнего Севера 54
4.2. Идентификация источников опасности и сценарный анализ аварий на технологических элементах УКПГ 59
4.3. Оценка ожидаемой частоты аварий на технологических элементах УКПГ 72
4.4. Масштабы реализации и характеристики поражающих факторов аварий на технологических элементах УКПГ 72
4.5. Устойчивость систем УКПГ к воздействию поражающих факторов аварий 82
4.6. Каскадное развитие аварий на технологических элементах УКПГ 106
4.7. Выводы по главе 116
5. Расчет и анализ структуры риска эксплуатации объектов добычи и подготовки газа месторождений крайнего севера 118
5.1. Расчет полей потенциального риска 118
5.2. Расчет показателей риска для персонала 122
5.3. Оценка ущерба оборудованию при авариях 129
5.4. Расчет показателей риска для оборудования и разработка мероприятий, направленных на снижение ожидаемых ущербов от аварий 130
5.5. Выводы по главе 151
Заключение 153
Благодарности 155
Список литературы 156
- Анализ промышленной безопасности скважин и кустов скважин месторождений Крайнего Севера
- Анализ промышленной безопасности сборных промысловых трубопроводов месторождений Крайнего Севера
- Идентификация источников опасности и сценарный анализ аварий на технологических элементах УКПГ
- Расчет показателей риска для оборудования и разработка мероприятий, направленных на снижение ожидаемых ущербов от аварий
Введение к работе
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
3 V
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.;
5-ой научно-технической конференции и выставке «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса», г. Москва, 23 - 24 января 2003 г.;
международной конференции «Управление рисками и устойчивое развитие Единой системы газоснабжения России», RIMS-2006, г. Москва, 1 - 2 февраля 2006 г.;
международной конференции ESREL-2006 (Safety and Reliability in Managing Risk), Португалия, Лиссабон, 18 - 22 сентября 2006 г;
международной конференции «Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта», Республика Беларусь, Новополоцк, 7-9 июня 2006 г.;
3-ей научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ООО «Томсктрансгаз», г. Томск, 15-19 октября 2007 г.;
научно-практической конференции «Применение новых технологий в газовой отрасли: опыт и преемственность», г. Москва, 30 сентября - 01 октября 2008 г.;
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.
Анализ промышленной безопасности скважин и кустов скважин месторождений Крайнего Севера
В составе проекта разработки БНГКМ предполагается использование ряда технических решений, учитывающих специфику природно-климатических условий Крайнего Севера, направленных на уменьшение капвложений и увеличение экономической эффективности эксплуатации месторождения. Так, эксплуатационные скважины БНГКМ будут группироваться в кусты, размещаемые на насыпных площадках из минерального грунта. Насыпи создаются из местных грунтов по технологии послойной отсыпки с последующим уплотнением. Для уплотнения насыпи применяется синтетический нетканый материал. Высота насыпи кустовой площадки — 2 м.
Скважины на кустовой площадке размещаются батареями. Расстояние между соседними скважинами в батарее составляет 15 м. Расстояние между батареями - 60 метров. Скважины, вскрывающие сеноманскую залежь, на площадке куста размещаются отдельной батареей.
Сборный коллектор куста, переходящий затем в газопровод-шлейф, проходит на удалении 23 м от скважин.
Энергообеспечение кустов скважин, предполагается выполнять в двух вариантах: как с автономным, так и централизованным энергоснабжением с сооружением одноцепных воздушных линий электропередачи напряжением 10 кВ. Централизованное электроснабжение позволяет оборудовать кусты скважин кроме системы телеметрии (измеряющей давление, температуру, дебит на скважинах) еще и запорно-регулирующей арматурой с электроприводом и устьевыми автоматизированными блочными подогревателями газа (данный вариант предусматривается только для 2...3-х кустов с целью накопления практического опыта эксплуатации). Для остальных кустов в течение 3...5 лет планируется установка системы телеметрии с автономным энергообеспечением. Все эксплуатационные скважины оснащаются комплексами подземного скважинного оборудования ("Барьер-6М" или ОП-168), включающими забойные клапаны отсекатели, циркуляционные или циркуляционно-ингибиторные клапаны.
Для поддержания оптимального режима эксплуатации в обвязке каждой скважины предусмотрена установка ручного регулирующего устройства УОР 1610А (с отсекающим механизмом, перекрывающим трубопровод при аварийном понижении давления), измерительного комплекса типа "Пингвин". Оперативный дистанционный контроль работы эксплуатационных скважин намечается производить с помощью скважиннои автоматизированной телеметрической системы - комплекса энергонезависимых устройств телемеханики газовых скважин "Ямбург-ГиперФлоу-ТМ" с возможностью передачи по радиоканалам на пульт оператора основных параметров работы скважин и сигналов об их отклонениях. Комплекс "Ямбург-ГиперФлоу-ТМ" разработан специально для эксплуатации в условиях Крайнего Севера при отсутствии сетевого электропитания на кустах скважин и предназначен для регистрации избыточного давления, перепада давления на сужающих устройствах и температуры контролируемой среды, вычисления и регистрации расхода и количества природного газа и выдачи измеренных, вычисленных и зарегистрированных величин для дистанционной передачи данных в цифровой форме по радиоканалу на УКПГ.
Дистанционное управление из диспетчерской УКПГ клапанами и кранами, установленными на кустах без централизованного электроснабжения, отсутствует. Учитывая опыт эксплуатации Ямбургского месторождения, вскрывающего сеноманский горизонт, на 9 - 12 годах эксплуатации БНГКМ можно ожидать активного водопескопроявления, снижающего вероятность срабатывания устьевых клапанов-отсекателей при возникновении аварийного фонтанирования. В целом, по данным [15] вероятность отказов клапанов-отсекателей сохраняется на уровне ниже 0,3 при длительности интервала ревизии (ремонта, замены) до 1 года. Таким образом, можно выделить наиболее значимые (с позиций промышленной безопасности) технические решения проекта разработки БНГКМ: — расположение месторождения в зонах сплошного и островного распространения многолетнемерзлых пород (ММП); — плотное размещение скважин на кустовых площадках (расстояние между скважинами 15 м.); - отсутствие дистанционного управления из диспетчерской УКПГ клапанами и кранами, установленными на кустах без централизованного электроснабжения; - активное водопескопроявление, ожидаемое на 9 - 12 годах эксплуатации скважин сеноманского горизонта. скважин, обусловлены легкой воспламеняемостью газа и высоким пластовым давлением и проявляются при аварийной разгерметизации (разрыве) скважин и трубопроводов обвязки. Авария сопровождается следующими эффектами: - образованием воздушной ударной волны, обусловленной расширением истекающего газа в атмосфере, - разлетом осколков оборудования, - образованием газовоздушной взрывоопасной смеси, воспламеняющейся при наличии источников зажигания. При этом поражающими факторами аварий являются: - избыточное давление и импульс (при разрыве элемента с газом высокого давления и при сгорании газовоздушного облака); - скоростной напор струи газа; - тепловое излучение от струевого или диффузного пожара; - механическое воздействие осколков оборудования и труб - утечки на элементах фонтанной арматуры или трубопроводной обвязки без воспламенения газа, - утечки на элементах фонтанной арматуры или трубопроводной обвязки с воспламенением газа, - фонтанирование одной скважины без воспламенения газа, - фонтанирование одной скважины с воспламенением газа, - каскадное развитие аварии на батарее скважин с групповым фонтанированием и пожаром. Анализ утечек на элементах фонтанной арматуры и фонтанирование одной скважины с воспламенением истекающего газа и без него рассмотрено в работе [[18], достаточно полно описывающей основные аспекты промышленной безопасности этого объекта. Однако, учитывая технологическую специфику скважин БНГКМ, характеризующихся высокой плотностью размещения скважин, наибольший интерес (с точки зрения промышленной безопасности) представляет анализ возможности каскадного развития аварий с фонтанированием в пределах одной батареи скважин. При анализе развития каскадной аварии должны учитываться следующие возможные физические процессы: - истечение газа высокого давления в атмосферу; - формирование и распространение воздушной волны; - механическое воздействие волны сжатия и осколков на соседние объекты (оборудование, людей и др.); - горение истекающего в атмосферу газа; - термическое воздействие пожара на соседние объекты (оборудование под давлением, персонал, грунт, опоры и др.); - потеря прочностных характеристик металла расположенного по соседству оборудования в результате нагрева; - разрушение труб, находящихся под давлением, образование и разлет осколков; - протаивание и просадка грунта.
Анализ промышленной безопасности сборных промысловых трубопроводов месторождений Крайнего Севера
Принятая схема разработки БНГКМ предусматривает разработку 2-го эксплуатационного объекта месторождения до того момента времени, пока его давление не сравняется с давлением 1-го эксплуатационного объекта, после чего начинается синхронный отбор газа из обоих эксплуатационных объектов. В результате, в каждый момент времени с каждой кустовой площадки на УКПГ поступает газ одного давления. Для сбора газа на месторождении рекомендована лучевая однотрубная схема - от каждого куста до УКПГ прокладываются надземно на опорах индивидуальные шлейфы диаметром 400...700 мм. В начале (на кустовой площадке) и в конце (возле УКПГ) каждого индивидуального шлейфа предусматривается установка запорной арматуры. Кран на кустовой площадке - с ручным управлением, на УКПГ - с дистанционным управлением. Промежуточных (линейных) кранов на газопроводах не предусматривается. Предусмотрена заводская теплоизоляция газопроводов, снижающая теплообмен; предполагаемый материал теплоизоляции — пенополиуретан, покрытый снаружи гидроизолирующим слоем из полиэтилена и защитным кожухом из металлического листа.
К части опор трубопровод крепится наглухо (т.н. неподвижные опоры), остальные опоры — скользящие, по ним трубопровод может перемещаться с целью снятия напряжений (демпфирование температурных деформаций, ветровых и др. нагрузок). На скользящих опорах трубы прижимаются к опоре сверху стальными ригелями. Кроме того, на ригеле предусмотрены ограничители, не допускающие (ограничивающие) возможные удары одного трубопровода по другому (на общих эстакадах). Для предотвращения колебаний трубы на скользящих опорах устанавливаются гасители колебаний телескопического типа с регулируемой силой прижатия трущихся элементов. Расстояние между скользящими опорами 12 м (для труб Ду 400 мм), 20 м (для труб Ду 500 мм), 25 м (для труб Ду 700 мм).
Компенсация продольных перемещений газопроводов осуществляется П-образными компенсаторами, устанавливаемыми с шагом 250 м (для труб Ду 400 мм), 400 м (для труб Ду 500 мм), 500 м (для труб Ду 700 мм). Для обеспечения прохождения очистного устройства радиус изгиба принят 5 диаметрам трубопровода. Принятая схема подключения кустовых площадок к трем планируемым на месторождении УКПГ и выбор трасс прокладки шлейфов обеспечивают минимальное количество переходов шлейфов через реки. По мере приближения к УКПГ шлейфы от разных кустов скважин объединяются в единые технологические коридоры. Прокладка параллельных газопроводов-шлейфов в коридоре предусматривается на общих эстакадах с размещением на них до двух трубопроводов. Расстояние в свету между трубопроводами принято равным диаметру трубы вместе с изоляцией. Расстояние между осями параллельных эстакад - 20 м.
Исходя из вышесказанного, можно выделить наиболее значимые (с позиций промышленной безопасности) технические решения проекта разработки БНГКМ: - расположение месторождения в зонах сплошного и островного распространения ММП; - надземное расположение газопроводов-шлейфов на опорах; - крепление части двухниточных коридоров газопроводов-шлейфов на одной опоре; - крепление части газопроводов к опорам «наглухо». Главные опасности, связанные с эксплуатацией газопроводов-шлейфов обусловлены следующими факторами [16]: - воспламеняемостью перекачиваемого по шлейфам природного газа; - высоким давлением газа в газопроводах (до 14.0 МПа); - большой буферной емкостью каждого из газопроводов (для отдельных шлейфов -более 7000 м3); - сообщением газопроводов (через обвязку скважин) с продуктивным пластом, имеющим огромную емкость. Авария на сборных промысловых газопроводах, как и на всех системах сжатого природного газа, сопровождается следующими эффектами [16]: - образованием воздушной ударной волны, обусловленной расширением истекающего газа в атмосфере, - разлетом осколков оборудования, - образованием газовоздушной взрывоопасной смеси, воспламеняющейся при наличии источников зажигания. При этом поражающими факторами аварий являются [16]: - избыточное давление и импульс (при разрыве элемента с газом высокого давления и при сгорании газовоздушного облака); - скоростной напор струи газа; - тепловое излучение от струевого или диффузного пожара; - механическое воздействие осколков оборудования и труб Аварийные ситуации на газопроводах сборной сети начинаются с возникновения в трубопроводе трещины, свища, либо с разрыва трубопровода [18], при этом основными реперными сценариями аварий являются: - образование трещины, свища в газопроводе без воспламенения газа; - образование трещины, свища в газопроводе с воспламенением газа; - разрыв трубопровода на полное сечение без воспламенения газа; - разрыв трубопровода на полное сечение с воспламенением газа. Рассмотрение обозначенных сценариев, как конечных этапов развития аварии, применительно к промысловым газопроводам БНГКМ не представляет научного интереса, поскольку новые технологические решения, планируемые к применению при строительстве этих объектов, не могут существенно изменить протекание аварийного процесса с участием только одного газопровода. Однако, учитывая технологическую специфику промысловых газопроводов БНГКМ, характеризуемую объединением газопроводов-шлейфов по мере приближения к УКПГ в единые технологические коридоры с размещением газопроводов на общих эстакадах с одним или двумя трубопроводами, необходимо исследовать возможность каскадного развития аварий с разрушением нескольких газопроводов в пределах одного коридора. Как показано в [23], разрушение соседнего с аварийным газопровода в пределах одного коридора может происходить по совокупности следующих причин: - воздействие избыточного давления волны сжатия при разрыве газопровода-шлейфа; - поражение фрагментами (осколками) аварийного (разрушившегося) газопровода; - прогрев металла стенок газопровода при горении газа на аварийном газопроводе, снижение прочностных характеристик металла и его разрушение под действием внутреннего давления. Согласно [22], 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, в то время как для изготовления газопроводов сборной сети на БНГКМ будут использованы современные хладостойкие (высоковязкие) сорта стали. Применение способа крепления труб, препятствующего перемещению трубы под действием реактивной силы истекающего газа, а также использование вышеуказанных сталей практически исключает возможность сильной фрагментации трубы и разлета осколков. Таким образом, каскадное развитие аварии на промысловых газопроводах-шлейфах БНГКМ может происходить по следующим причинам: - разрушение соседнего с аварийным трубопровода под действием воздушной ударной волны, образующейся при разрыве аварийного трубопровода; - разрушение соседнего с аварийным трубопровода под действием внутренних сил давления при прогреве его стенок и снижении прочностных характеристик металла.
Идентификация источников опасности и сценарный анализ аварий на технологических элементах УКПГ
Принимая во внимание работу [43], указанное деления аварийного истечения на классы позволяет соотнести продолжительное истечение из аварийного промыслового газопровода с однозначным разрушением соседнего газопровода, расположенного с ним на одной эстакаде. Таким образом, вероятность развития каскадной аварии возможно отождствить с вероятностью несрабатывания телемеханизированной запорной арматуры на кусте скважин.
На кустах скважин проектом предусмотрены: - приустьевой клапан-отсекатель с гидроприводом; - стволовая задвижка с гидроприводом в конструкции фонтанной арматуры; - пружинный клапан-отсекатель на подключении шлейфа скважины к газосборному коллектору; - задвижка с гидроприводом в точке подключения скважин к ГСК, установленная последовательно с клапаном-отсекателем; Управление гидроприводной арматурой куста скважин осуществляется через станцию управления фонтанной арматурой (СУ ФА). В станции СУ ФА предусматривается организованный по гидравлической схеме алгоритм (без участия электрических и электронных средств управления) остановки скважины по падению давления на шлейфе скважины (за счет установки на шлейфе гидравлического клапана контроля давления, подключенного к станции) и по повышению температуры на фонтанной арматуре скважины (плавкая пробка, соединенная с гидравлической системой станции, и предназначенная для защиты от пожара). Указанные устройства сбрасывают давление в гидравлической системе скважины, после чего все гидроприводные запорные органы переходят в нормально закрытое положение. Проектом также предусматривается выдача СУФА команды на закрытие всей запорной арматуры скважины и команды на закрытие задвижки на подключении скважины к ГСК. Принимая, что защищенная от внешних воздействий СУФА не получает повреждения в первые секунды после аварии, а также рассматривая закрытие указанной запорной арматуры как независимые события (вероятность незакрытия задвижки или клапана при выдаче команды СУФА или сбросе давления в гидравлической системе скважины не более 0,05 (консервативная оценка) [18]) можно оценить вероятность несрабатывания запорной арматуры на кусте скважин на уровне 6,25-10" . Указанная оценка сверху свидетельствует о практической невозможности реализации каскадной аварии на промысловых газопроводах Бованенковского НГКМ под воздействие тепловой радиации. В третьей главе 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 промыслового газопровода Бованенковского НГКМ в пределах одного коридора может происходить по следующим причинам: - воздействие избыточного давления волны сжатия при разрыве газопровода; - прогрев стенок газопровода при горении газа на аварийном газопроводе, снижение прочностных характеристик металла и разрушение газопровода под действием внутреннего давления.
Проведена оценка воздействия избыточного давления волны сжатия путем моделирования аварийной ситуации в программном комплексе ANSYS. Показано, что разрушение газопровода, расположенного с аварийным на одной эстакаде, практически невозможно.
Для учета специфики истечения газа из «подключенного» к кусту скважин промыслового газопровода проведена модификация известной двухэкспоненциальной модели истечения Альберта. Сравнение результатов моделирования с 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.
Проведен расчет значений тепловых потоков от пожара на аварийном газопроводе показавший, что приї 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. Анализ показал, 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 Бованенковского НГКМ возможно только при несрабатывании всей телемеханизированной запорной арматуры на кусте скважин, вероятность чего составляет не более 10" (консервативная оценка). На основании этого сделан вывод о практической невозможности реализации каскадной аварии на промысловых газопроводах БНГКМ под воздействием тепловой радиации.
Расчет показателей риска для оборудования и разработка мероприятий, направленных на снижение ожидаемых ущербов от аварий
Следует отметить, что если в рассматриваемой точке территории, расположенной в зоне негативного воздействия, находится не одна единица оборудования, а некая совокупность, то, согласно [17], вероятность поражения допускается трактовать не только как процент оборудования определенного типа, получившего повреждения определенной степени (как правило, рассматривается уничтожение оборудования), от общего оборудования этого типа, находящегося в этой точке, но и как степень повреждения каждой единицы оборудования этой совокупности. С учетом этого допущения вышеприведенные зависимости были использованы в настоящей работе для определения степени поражения оборудования УКПР-1 БНГКМ при воздействии на него ВВС. Воздействия осколков на человека, здания, сооружения и технологическое оборудование
Различным вопросам образования, разлета и поражения различных мишеней осколками технологического оборудования при его разрушении посвящен ряд работ [93, 94, 95, 96, 97, 98, 99, 100, 101 и др.], среди которых особого внимания заслуживают работы [102, 103, 104], в которых проведен статистический анализ фрагментации типового технологического оборудования при его разрушении, рассчитаны наиболее вероятные из возможных траекторий полета таких фрагментов и предложен инженерный метод определения вероятности поражения мишени определенного типа различными фрагментами аварийного оборудования (рисунок 43).
Типы мишеней, выбранные авторами [102] для анализа представлены в таблице 38. Таблица 38 - Типы мишеней, выбранные авторами [102] для расчета вероятности поражения мишени определенного типа различными фрагментами аварийного оборудования
Вопросам поражения технологического оборудования при попадании в него металлического фрагмента посвящено значительное количество работ отечественных и зарубежных ученых, среди которых следует отметить работы [105, 106, 107], обобщающие накопленный опыт в этой области, и свидетельствующие о чрезвычайной сложности точного моделирования физических процессов при таком, способном привести к разрушению мишени, взаимодействию. В связи с этим, для упрощения расчетов и получения заведомо консервативной оценки, при анализе воздействия осколков на технологическое оборудование с природным газом под давлением в настоящей работе принимали, что при попадании. фрагмента в оборудование оно разрушается. Это упрощение допустимо, т.к. применяемые в. настоящее время на объектах добычи газа и конденсата месторождений Крайнего Севера стали образуют небольшое число фрагментов с массой; в большинстве случаев; превышающей сотни, (тысячи) килограмм, что позволяет предположить, что в случае попадания осколка в конкретный аппарат или установку, находящиеся под давлением, они полностью уничтожаются, главным образом, за счет наличия в.них аварийного потенциала (возможности появления разрушительных эффектов, связанных с их разгерметизацией в результате попадания фрагмента).
При поражении, зданий и сооружений фрагментами аварийного оборудования, ввиду отсутствия у них собственного аварийного потенциала, пользовались данными работы [17] устанавливающей различные степени поражения зданий и сооружений к _п в зависимости от отношения масс фрагмента и здания/сооружения Моск =тоск/гпосъскт (таблица 39)
Как показано выше, технологическая специфика УКПГ-1 БНГКМ, 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), требует проведения анализа возможности развития каскадной аварий на площадке УКПГ. По сравнению с представленным выше анализом возможности развития каскадной аварий на объектах с предопределенным вектором ее развития и набором идентичного оборудования (куст скважин, коллектор промысловых газопроводов), анализ такого рода аварий на площадных объектах с разнородным оборудованием является более сложной процедурой, требующей четкого алгоритма действий для исключения ошибок методологического характера.
Развитие методологии анализа риска каскадных аварий на объектах химической и нефтехимической промышленности занимает заметное место в работах зарубежных ученых [108, 109, ПО, 111, 112, 113, 114 и др.], чего нельзя сказать об отечественных разработках в этой области, характеризующихся единичными публикациями [115]. Обобщенный алгоритм анализа риска аварий с каскадным эффектом на промышленных объектах приведен на рисунке 45 [116]. При этом под аварией с каскадным эффектом подразумевается авария (первичное событие), посредством поражающих факторов своего физического проявления (первичный сценарий) вовлекающая в свое развитие близлежащее оборудование, в результате поражения (повреждения, разрушения) которого реализуется одно или несколько дополнительных аварийных процессов (вторичное событие) совокупный ущерб от которых (включая первичное событие) превосходит ущерб от первичного события.
Согласно приведенному алгоритму анализ возможности развития каскадной аварий на площадке УКПГ следует начинать с идентификации первичных событий (п. I рисунка 45), способных привести к каскадному эффекту. При этом рекомендуется рассматривать как основные аварийные события, т.е. аварии, учитываемые при обычной процедуре анализа риска, так и аварии, не рассматриваемые в этой процедуре, но способные вызвать каскадный эффект (например, разрыв с возгоранием газа технологического газопровода малого диаметра, воздействие пламени на газопровод основной технологическойцепочки с последующим его разрывом). Следует отметить, что, согласно [117] такие случаи возникновения каскадных аварий имели место в действительности. Эта рекомендация актуальна при анализе объектов со сложными химико-технологическими процессами, такими как крекинг нефтепродуктов с удалением из зоны реакции различных веществ, фракционирование, последовательное сжижение и др., где к аппаратам основной технологической цепочки подходит большое число небольших трубопроводов, транспортирующих промежуточные продукты технологического процесса. Для рассматриваемых в настоящей работе объектов добычи и подготовки газа месторождений Крайнего Севера, характеризующихся незначительным количеством вспомогательных газопроводов и емкостей, эта рекомендация может не приниматься во внимание.
![Эпидемиологический анализ и медико-психологические особенности самоубийств населения мегаполиса (на примере Москвы) [Электронный ресурс]](/i/i/4481/181782.png "Эпидемиологический анализ и медико-психологические особенности самоубийств населения мегаполиса (на примере Москвы) [Электронный ресурс] Гусева Милена Валентиновна")
