Содержание к диссертации
Введение
1 Состояние проблемы обеспечения пожарной безопасности морских стационарных нефтегазодобывающих платформ 9
1.1 Краткий исторический обзор морской нефтегазодобычи... 9
1.2 Типы и конструктивные особенности морских стационарных нефтегазодобывающих платформ, в том числе применяемых на континентальном шельфе РФ 14
1.3 Краткий обзор аварий с пожарами и взрывами на морских стационарных нефтегазодобывающих платформах 26
1.4 Специфика пожарной опасности морских стационарных нефтегазодобывающих платформ 39
1.5 Анализ требований международных и отечественных нормативных документов, регламентирующих пожарную безопасность морских стационарных нефтегазодобывающих платформ 46
1.6 Выбор направления исследований 64
2 Количественная оценка пожарного риска для типовой морской стаци онарной нефтегазодобывающей платформы 66
2.1 Особенности оценки пожарного риска для морской стационарной нефтегазодобывающей платформы и примененная методология 66
2.2 Критерии допустимого пожарного риска для морских платформ 74
2.3 Краткое описание рассматриваемой типовой платформы, результаты расчетов и их обсуждение 80
3 Методы и способы обеспечения пожарной безопасности морской стационарной нефтегазодобывающей платформы 102
3.1 Методология разработки и применения барьеров пожарной безопасности 102
3.2 Примеры применения барьеров пожарной безопасности при разработке мероприятий по обеспечению пожарной безопасности 111
3.3 Особенности обеспечения процесса эвакуации на морских платформах. Временные убежища 141
4 Основные требования пожарной безопасности к морским стационар ным нефтегазодобывающим платформам 148
Заключение 192
Список литературы
- Краткий обзор аварий с пожарами и взрывами на морских стационарных нефтегазодобывающих платформах
- Анализ требований международных и отечественных нормативных документов, регламентирующих пожарную безопасность морских стационарных нефтегазодобывающих платформ
- Критерии допустимого пожарного риска для морских платформ
- Особенности обеспечения процесса эвакуации на морских платформах. Временные убежища
Введение к работе
Актуальность темы исследования. Россия входит в число лидирующих стран по добыче нефти и газа и обладает большим энергетическим потенциалом наземных и морских углеводородных месторождений. Освоение морских месторождений на континентальном шельфе России является одной из приоритетных задач в развитии нефтегазовой отрасли и осуществляется с помощью различных нефтегазодобывающих установок. Для длительной эксплуатации скважин, добычи и первичной переработки нефти и газа на континентальном шельфе России наибольшее распространение получили морские стационарные платформы (МСП).
МСП представляет собой автономное сооружение, включающее комплекс добывающего, технологического, энергетического и вспомогательного оборудования, а также жилые модули, временные убежища, вертолетную площадку и средства обеспечения безопасного покидания платформы в критических аварийных ситуациях.
Одним из наиболее важных аспектов при проведении работ по освоению месторождений континентального шельфа является обеспечение безопасности. Аварийные ситуации, возникающие на МСП в процессе работ по бурению, добыче, подготовке и переработке добываемой продукции могут привести к большим человеческим жертвам, потере установок, огромному экономическому и тяжелейшему экологическому ущербам. При этом наиболее частой причиной развития крупных аварий на морских установках является возникновение пожаров и взрывов.
МСП являются сооружениями высокой технической сложности, повышенный уровень пожарной опасности которых обусловлен рядом специфических для данных объектов факторов и особенностей. Большая численность персонала МСП, расположение объекта в море на значительном расстоянии от берега, изменчивые погодные условия существенно затрудняют процесс своевременной и беспрепятственной эвакуации людей при возникновении пожара, их защиту на путях эвакуации от воздействия опасных факторов пожара и безопасное покидание платформы в случае критической аварийной ситуации. Другой особенностью МСП является максимальная степень использования полезной площади сооружения, плотное размещение на всех уровнях платформы большого количества оборудования различного функционального назначения. Вышеуказанные факторы обуславливают высокую вероятность развития аварийных ситуаций по эскалационному сценарию, когда небольшой инцидент может привести к крупномасштабной катастрофе, разрушению объекта и гибели людей.
Накопленный опыт аварийных ситуаций с пожарами и взрывами на МСП свидетельствует о том, что обеспечение пожарной безопасности этих объектов является одной из наиболее важных задач при их проектировании, строительстве и эксплуатации. Аварии с пожарами и взрывами на МСП могут привести к катастрофическим последствиям, для ликвидации которых может потребоваться привлечение сил и средств на уровне одного или даже нескольких государств.
Проблема обеспечения пожарной безопасности МСП на российском континентальном шельфе усугубляется отсутствием в России комплексного нормативного документа, регламентирующего требования пожарной безопасности к морским нефтегазодобывающим платформам. При этом достаточность мероприятий по обеспечению пожарной безопасности, регламентированных зарубежными стандартами (например, ISO 13702:1999, ISO 10418:2003, NORSOK S-001, NORSOK C-001 и др.), применительно к условиям России также не вполне обоснована.
Все это вызывает необходимость детальной научной проработки вопросов обеспечения пожарной безопасности МСП.
Степень разработанности темы исследования. Ранее в области обеспечения пожарной безопасности морских нефтегазодобывающих платформ проводились научные исследования, в том числе и в России. Здесь, в первую очередь, следует отметить работы Р.М. Тагиева, Б.Н. Никитина, И.А. Болодьяна, В.П. Молчанова, Ю.Н. Шебеко, Д.М. Гордиенко, В.П. Некрасова, А.А. Пономарева, Н.И. Рябова, В.В. Строгонова, А.Ю. Лагозина, В.С. Сафонова, М.Н. Мансурова, М.В. Лисанова, А.Н. Черноплекова, И.В. Каплина, B.J. Paaske, L. Nesheim, О. Thomas sen, L. Tronstad и других ученых разных стран. Ими рассматривались методологические вопросы оценки риска морских платформ, анализ существующей в мире нормативной базы, регламентирующей вопросы пожарной безопасности МСП и другие вопросы. Однако не проводились исследования по разработке комплекса научно-обоснованных требований к мероприятиям по предотвращению пожара и противопожарной защите МСП. Этим и обусловлена актуальность темы диссертации.
Цель работы - оценка пожарной опасности МСП и разработка на её основе комплекса научно-обоснованных мероприятий по обеспечению их пожарной безопасности.
Задачи исследования:
проведение детального анализа объемно-планировочных, конструктивных и технологических особенностей МСП и выявление наиболее типичных сценариев протекания аварий с пожарами и взрывами;
определение расчетных величин пожарного риска для типовой МСП с учетом влияния различных мероприятий по обеспечению пожарной безопасности;
развитие подходов к разработке мероприятий по обеспечению пожарной безопасности на основе методологии барьеров безопасности;
разработка комплекса научно-обоснованных требований к системам предотвращения пожара и противопожарной защиты МСП.
Объектом исследования являлись технологические процессы добычи и первичной переработки углеводородов, характеризующие пожарную опасность МСП. В качестве предмета исследования рассматривались различные противопожарные мероприятия, направленные на снижение пожарной опасности МСП и позволяющие обеспечить безопасность персонала на необходимом уровне, а также сохранность основных функций обеспечения безопасности платформы.
Научная новизна работы заключается в следующем:
получены количественные данные по оценке пожарного риска на МСП, для расчета которых использованы значения частот реализации пожароопасных ситуаций на МСП, отсутствующие в действующей «Методике определения расчетных величин пожарного риска для производственных объектов»;
представлено обоснование необходимости использования дополнительного критерия допустимого пожарного риска для МСП и проведения оценки частоты потери основной функции обеспечения безопасности МСП;
предложен новый способ снижения пожаровзрывоопасности закрытых производственных помещений МСП - аварийная предупредительная флегмати-зация защищаемого пространства, с использованием автоматических установок газового пожаротушения;
разработан комплекс научно-обоснованных требований к мероприятиям по предотвращению пожара и противопожарной защите МСП.
Теоретическая и практическая значимость диссертации заключается в создании научных основ для нормирования требований пожарной безопасности МСП.
Методы исследования основаны на использовании элементов теории вероятности и математической статистики, математического моделирования пожаров, выявления закономерностей, описания и обобщения, теоретическом анализе научных работ в области пожарной безопасности объектов обустройства морских месторождений нефти и газа. Расчеты, связанные с количественной оценкой пожарного риска для МСП, проведены с использованием программного средства MathCad-15.
Информационной основой исследования являлись различные отечественные и зарубежные литературные источники, нормативные правовые акты и нормативные документы, материалы расследования аварий и пожаров, материалы научно-исследовательских работ по вопросам обеспечения пожарной безопасности МСП.
Положения, выносимые на защиту:
значение частоты потери основной функции обеспечения безопасности платформы в качестве дополнительного критерия допустимого пожарного риска для МСП;
частотно-вероятностные характеристики деревьев событий для типовых пожароопасных аварийных ситуаций на МСП;
результаты оценки пожарного риска для типовой МСП;
предложения по использованию автоматических установок газового пожаротушения для снижения пожаровзрывоопасности МСП - в целях реализации аварийной предупредительной флегматизации закрытых объемов производственных помещений;
разработанный с учетом предложенных подходов комплекс требований к системе обеспечения пожарной безопасности МСП.
Достоверность и обоснованность основных результатов, выводов диссертации обусловлены применением современных методов и средств исследований, внутренней непротиворечивостью результатов и их согласованностью с данными других исследователей, а также положительными результатами внедрения в практику. Идея диссертации базируется на анализе практики и обобщении передового опыта в области обеспечения пожарной безопасности.
Материалы диссертации реализованы при разработке:
– проекта свода правил по пожарной безопасности «Морские стационарные платформы для добычи нефти и газа на континентальном шельфе. Требования пожарной безопасности». М.: ВНИИПО, 2012 г.;
– комплекса мероприятий по обеспечению пожарной безопасности МЛСП «Приразломная». М.: ВНИИПО, 2011 г.;
– комплекса мероприятий по обеспечению пожарной безопасности морских стационарных платформ проекта «Сахалин - II». М.: ВНИИПО, 2007 г.;
– комплекса мероприятий по обеспечению пожарной безопасности объектов обустройства «Штокмановское месторождение». М.: ВНИИПО, 2013 г.
Основные результаты работы доложены на: Международной конф. «Безопасность морских объектов SOF-2007» (г. Москва, ООО «ВНИИГАЗ», 2007); 24-ой Международной научн.-практ. конф. по проблемам пожарной безопасности, посвященной 75-летию создания ВНИИПО (г. Балашиха, ФГБУ ВНИИПО МЧС России, 2012); 11-ой Международной выст. и конф. по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ – RAO/CIS Offshore 2013 (г. Санкт-Петербург, ЛЕНЭКСПО, 2013); 4-ой ежегодной конф. Института Адама Смита «Промышленная и экологическая безопасность нефтегазовых проектов. Россия и СНГ – HSE In Oil&Gas» (г. Москва, Марриотт Гранд отель, 2014); 12-м Международном форуме по промышленной безопасности (г. Санкт-Петербург, Конгресс-Центр «Холидей Инн Санкт-Петербург – Московские ворота», 2014); 27-ой Международной научн.-практ. конф. «Актуальные проблемы пожарной безопасности», посвященной 25-летию МЧС России в рамках проведения Международного салона «Комплексная безопасность – 2015» (г. Москва, ВДНХ, 2015).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 11 научных работ.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы и приложения. Содержание работы изложено на 207 страницах текста, включает в себя 14 таблиц, 29 рисунков и список литературы из 127 наименований.
Краткий обзор аварий с пожарами и взрывами на морских стационарных нефтегазодобывающих платформах
Авторы [2] в своей работе отмечают, что период 1950-1965 гг. был отмечен значительным количеством советских публикаций на тему морской нефтегазодобычи. В последующие годы в СССР в связи с открытием крупных наземных месторождений нефти и газа, интерес к морским недрам несколько ослабел, чего нельзя сказать о зарубежных странах. В 70-е годы выходят в свет иностранные издания «Нефть и газ», «Океан Индастри» [2]. Все больше зарубежных стран начинает осваивать шельф. Так в 1965 всего 5 стран мира осуществляли морскую добычу нефти, в 1968 - 21 страна, в 1973 более уже 30 стран, а в 1984 свыше 40 государств добывают газ и нефть co дна морей и океанов и свыше 140 осуществляют их поиски на шельфах. Пауза в освоении морских месторождений в СССР не могла не сказаться на уровне развития техники и технологий морского бурения советскими специалистами. При возобновлении работ по освоению российского континентального шельфа, с одной стороны, советские ученые несколько отставали от мировых лидеров морской нефтегазодобычи, с другой стороны у них появилась возможность учета в своих разработках как положительного, так и негативного опыта освоения морских месторождений зарубежных стран. Анализ имеющихся данных об успешной эксплуатации, а так же о произошедших аварийных ситуациях, позволяет разрабатывать более совершенные и безопасные проекты морских нефтегазовых объектов.
В мировой истории морского бурения особое значение имеют разработки месторождений в Северном море. Первые открытия касались в основном залежей природного газа. Разработки начались в южной зоне Северного моря в 60-е годы после обнаружения гигантского залегания газа в 1959 году в Гронинге на северном побережье Голландии. Вторая волна открытий в конце 60-х годов в основном касалась залежей нефти в более северных зонах британских и норвежских секторов континентального шельфа. Суровые условия Северного моря (низкие температуры, ураганные ветры и сильные течения) создали сложные проблемы технического характера. Сегодня страны-производители в Северном море – Дания, Норвегия, Голландия и Великобритания – дают примерно 6% мировой продукции нефти и более 7% производства природного газа, тогда как до этого их производство было весьма незначительным.
Разработка запасов Мексиканского залива и Северного моря стимулировалась близостью промышленных регионов, источников финансирования, крупных нефтяных компаний, заинтересованных в их эксплуатации и располагающих достаточной компетентностью, службами и необходимыми техническими и организационными возможностями, а также крупными рынками. Вместе с тем, по мере того, как эти технические и организационные средства становились доступными для развития морского бурения, они быстро распространялись на другие регионы мира, такие, как Персидский залив, Саудовская Аравия, Объеди 11
ненные Арабские Эмираты, Исламская Республика Иран, Катар, Гвинейский залив, Камерун, Габон, Нигерия, Суэцкий залив, Египет, Оманское море, Индия, Индийский океан, Австралия, юг Китайского моря, Китай, Малайзия и Южная Атлантика, Ангола, Бразилия. Хотя большинство разрабатываемых залежей находятся в тропических регионах, где климат и глубина воды создают меньше проблем, чем в Северном море, некоторые из них находятся в наименее благоприятных условиях. В самых высоких широтах обеих полушарий (Аляска, арктические и атлантические районы Канады, Огненная земля) разработка залежей трудны в связи с суровостью климата, наличия айсбергов и морских волнений. Бразильские залежи были открыты на таких глубинах, что пришлось применять технологии на грани возможности, а иногда и переходить их пределы. Бразильское предприятие «Петробрас» неоднократно отмечало рекордные глубины при различных работах, проводившихся на их залежах «Мир-лим» и «Альбакора». В начале 1992 года «Петробрас» держал рекорд глубины моря при бурении скважин (781 м), установке стальных нефтепроводов (700 м) и геотехнических съемок (1,147 м).
В настоящее время в производство нефти и газа в мировом океане непрерывно возрастает, так в Мексиканском заливе насчитывается около 3800 платформ.
Россия всегда входила в число лидирующих стран по добыче нефти и газа и в настоящее время обладает большим энергетическим потенциалом с гигантскими морскими площадями. В связи с этим, а также с развитием мирового рынка энергоресурсов, существенным увеличением спроса и цен на энергоносители, развитием международного энергетического сотрудничества в настоящее время требуется интенсивное изучение и освоение нефтегазовых ресурсов отечественных акваторий.
После единичных разработок углеводородных месторождений в Каспийском море широкомасштабное изучение российских акваторий началось в конце 70-х гг. прошлого века. Основное число месторождений и основные запасы нефти и газа были установлены на северосахалинском шельфе, на открытом шельфе Южно-Карской акватории, в Печорском море и центральных участках шельфа Баренцева моря, в российской акватории Каспийского моря.
На сегодняшний день морская база углеводородного сырья России – это нефтегазоносные акватории суммарной площадью около 4 млн. км2 в рамках 14 внутренних и окраинных морей, тихоокеанской окраины Камчатки и Курильских островов [3]. По данным [3] наибольшее количество ресурсов содержат акватории Карского (37,4%) и Баренцева (19,8%) морей, в пределах которых сосредоточено более половины суммарных геологических ресурсов акваторий России.
С конца XX - начала ХХI века в нашей стране в условиях активного развития научно-технической базы, с учетом имеющегося опыта безопасной эксплуатации объектов обустройства морских месторождений, разрабатываются и воплощаются в жизнь различные проекты по освоению нефтегазовых месторождений в Каспийском, Черном, Балтийском, Баренцевом морях, на Сахалинском шельфе и др.
Разработка морских месторождений нефти и газа на российском континентальном шельфе в последнее время осуществляется при помощи инвестиций иностранных компаний – мировых лидеров морской нефтегазодобычи, которые проявляют большой интерес к российским энергоресурсам.
Один из крупнейших проектов в России с прямыми иностранными инвестициями -проект «Сахалин-1», оператором которого является компания «Эксон Нефтегаз Лимитед» -дочернее предприятие всемирно известной корпорации «Эксон мобил». Проект «Сахалин-1» включает в себя освоение трех морских месторождений: Чайво, Одопту и Аркутун-Даги, расположенных на северо-восточном шельфе о. Сахалин на Дальнем востоке России [4]. По-стадийный подход к освоению запасов позволяет использовать полученный опыт, накопленные знания и усовершенствованные технологии на следующих стадиях проекта. В ходе первой стадии проекта идёт разработка месторождения Чайво, для освоения которого задействованы береговая буровая установка «Ястреб» и морская платформа «Орлан». Установка платформы «Орлан» была завершена в июле 2005 г., а буровые работы начаты в декабре 2005 г. К настоящему времени бурение с платформы «Орлан» закончено, всего пробурено 21 скважина. С началом бурения на месторождении Одопту в мае 2009 года, для осуществления которого к месторождению была перемещена береговая буровая установка «Ястреб», проект Сахалин-1 вступил в новый этап своего развития. В сентябре 2010 года на месторождении началось промышленное производство нефти и газа. Следующей стадией разработки проекта является освоение месторождения Аркутун-Даги с помощью морской стационарной платформы «Беркут». В июне 2014 г. завершена установка верхнего строения платформы на основание гравитационного типа на месторождении. 19 января 2015 года на официальном сайте ОАО «НК «Роснефть» опубликована информация о начале промышленной добычи углеводородов на месторождении Аркутун-Даги [5]. Проект «Сахалин - 1» входит в «Программу создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР» [6], которая одобрена Правительством РФ 15 июня 2007 года (утверждена приказом Минпромэнерго № 340 от 3 сентября 2007 года).
Анализ требований международных и отечественных нормативных документов, регламентирующих пожарную безопасность морских стационарных нефтегазодобывающих платформ
Примерно через две минуты после первого взрыва произошло воспламенение газовоздушного смеси легких углеводородов. Повторный взрыв привел к разрушению нефтяного оборудования, которое использовалось для перекачки нефти из других платформ, связанных с «Пайпер Альфа», что привело к тому, что вся платформа была охвачена пламенем.
Взрывом была снесена противопожарная перегородка, разделяющая различные секции платформы по переработке, и вскоре в пожар были вовлечены большие объемы нефти. Автоматическая дренчерная система, которая предназначалась для подачи воды в целях ограничения распространения или тушения пожара, в действие приведена не была, поскольку пожарные насосы были выключены. Система противопожарного водопровода была, вероятно, повреждена взрывом.
В соответствии с заранее установленным порядком действий во время аварий персонал собрался в жилой зоне, т.е. в той части платформы, которая была наиболее удалена от огня и казалась наименее опасной. Люди ожидали вертолетов, которые могли бы их эвакуировать в безопасное место. К сожалению, жилая зона не была защищена от проникновения дыма, а отсутствие подготовки привело к тому, что люди постоянно открывали и закрывали двери, что усложнило проблему обеспечения безопасности.
В момент первоначального взрыва на платформе находилось 226 человек, из них 62 были в ночной вахте. Большая часть персонала находилась в жилых модулях. За время с 22:04 до 22:08 с платформы было отправлено 3 радиосообщения об аварии. В третьем уже сообщалось, что радист покидает радиорубку из-за пожара. В жилой зоне условия сделались настолько непереносимыми, что некоторые люди поняли: единственный способ выжить заключается в том, чтобы немедленно покинуть платформу. Они обнаружили, что все пути отрезаны дымом и огнем. При отсутствии каких-либо инструкций они прыгали в море, надеясь, что спасательное судно их подберет.
Персонал из жилых модулей начал собираться на палубе D восточного жилого модуля, однако из-за пламени и густого дыма вокруг жилых помещений невозможно было провести эвакуацию при помощи вертолета и спасательных шлюпок.
Люди стали самостоятельно покидать жилой модуль, причем часть из них спустилась вниз к основной палубе, а оставшиеся поднялись из жилого модуля наверх к вертолетной площадке, что было ошибкой.
Около 22.20 произошел основной взрыв, связанный с разрушением газового стояка от платформы «Тартан». Это вызвало сильное и продолжительное горение газа высокого давления, сопровождаемого мощным тепловым излучением. Из-за его воздействия люди с платформы стали прыгать в море. Пожарное судно «Тарос», приближавшееся к платформе, к 22.45 сумело приблизиться настолько, что струи воды из пожарных мониторов начали попадать на платформу, но сходни не дотягивались до платформы.
К 22.50 еще 39 человек покинули платформу. В это время произошел еще один мощный взрыв, его причиной явилось разрушение газового стояка МСР-01. Из-за разрушения стояка газа высокого давления пожар усилился. Кроме того, взрыв уничтожил спасательную лодку «Сэндхэвен». Все люди на этой лодке погибли. Осколки от взрыва разлетелись на расстояние до 800 м, а воздушная ударная волна распространилась на милю вокруг. Взрыв заставил прыгать людей с вертолетной площадки и других частей платформы. Судно «Тарос» отошло назад. На уровне 24 м в модуле В начались разрушения конструкций платформы. Сразу после взрыва западный кран разрушился. Буровая вышка упала поперек основной палубы. Платформа слегка наклонилась к востоку. За этим последовало внезапное разрушение основной палубы на западной стороне. Несколько человек после этого спрыгнули с основной палубы в море.
Жилой модуль не выдержал деформаций. Он наклонился на запад, а после этого опрокинулся в море через северную сторону. Центр платформы разрушился за время с 22.30 по 00.45.
Всего погибло 167 человек, спаслось 62 человека из 226 находившихся на платформе трое из которых позже умерли в госпитале) и один из членов экипажа спасательной лодки «Сэндхэвен». Спасшиеся либо доплывали сами до судов, либо доставлялись на них при помощи спасательных лодок. После этого они доставлялись на борт «Тарос», где им оказывалась первая медицинская помощь. Ночью 7-го июля в 02.26 первый вертолет с пострадавшими был отправлен на берег.
Авария на платформе «Deepwater Horizon» [29] Плавучая полупогружная буровая платформа «Deepwater Horizon» компании «Transocean» была арендована компанией «British Petroleum» (BP) для проведения буровых работ на месторождении «Macondo Prospect» в Мексиканском заливе. После завершения бурения компания ВР проводила подготовительные работы к запечатыванию скважины до тех пор, пока на платформу не будет доставлено все эксплуатационное оборудование для регулярной добычи нефти и газа.
20 апреля с 1:00 до 20:00 с явными нарушениями технологий, с целью максимального ускорения процесса, на платформе было закончено запечатывание скважин цементным раствором. После этого проводилась опрессовка повышенным давлением для проверки цемент 36 ной заливки. Проведенные тесты не выявили никаких дефектов, и руководство отказалось от проведения 12-ти часовой акустической дефектоскопии цементирования, нарушая при этом предусмотренные технологические регламенты. Далее на платформе проводилась опрессов-ка бурильной колонны с отрицательным давлением, чтобы проверить, не происходит ли проникновение углеводородов через цемент и обсадные трубы. Результат проверки показал, что, возможно, образовалась течь. Повторное тестирование подтвердило опасения, в скважину поступал газ. Несмотря на это, компания ВР продолжала вести работы. Буровой раствор в стояке и верхней части обсадной колонны был заменен морской водой, одновременно с этим устанавливалась цементная пробка в скважине на глубине 900 м ниже океанского дна. Одновременное проведение этих процессов чревато опасными последствиями, так как если цементная пробка не запечатает скважину, то буровой раствор должен сыграть роль первой линии защиты от выброса, чего не сможет сделать морская вода.
20 апреля 2010 г. в 21:08 поступающий из месторождения в скважину газ вытеснил остатки бурового раствора, при этом скорость поступающего бурового раствора значительно превысила скорость закачки в скважину морской воды, закачка воды была прекращена, и началась обратная закачка бурового раствора, чтобы «заткнуть текущую скважину».
20 апреля 2010г. в 21:47 произошел выброс из скважины. Газ под высоким давлением прорвался через противовыбросовый превентор и по стояку достиг платформы. 70-метровый гейзер начал фонтанировать на верхушке буровой вышки. За ним стала сыпаться похожая на снег «каша», дымящаяся от испаряющегося продукта. Заблокированная система общей тревоги привела к тому, что рабочие на палубе не услышали никакого предупреждения о произошедшей аварии. Не сработала аварийная система, предназначенная для отключения всех двигателей на буровой.
21:49. Продукт стал стекать по желобам в амбар бурового раствора, где два инженера проводили работу по закачке раствора в скважину. Двигатели захватили пары продукта через воздухозаборники и пошли в разнос. Двигатель № 3 взорвался, после чего началась серия взрывов. Оба инженера погибли мгновенно, еще четверо погибли в помещении с виброситами. Кроме них погибло еще пятеро рабочих.
21:56. Рабочий на мостике нажал красную кнопку на пульте аварийной отсечки, чтобы включить срезающие плашки противовыбросового превентора, которые должны были перекрыть скважину. Но плашки превентора не сработали. На превенторе имелся аккумулятор, питающий аварийные выключатели и запускающий плашки в случае повреждения линии и электрокабеля. Позже выяснилось, что гидравлическая линия была в порядке, в ВР полагают, что не сработал выключатель. После увеличения масштабов аварии командование на буровой вызвало судно для эвакуации.
Критерии допустимого пожарного риска для морских платформ
При рассмотрении различных вопросов обеспечения пожарной безопасности платформ наиболее сложным является определение достаточного и наиболее рационального комплекса защитных мероприятий по обеспечению требуемого уровня пожарной безопасности. Для решения указанной проблемы необходима разработка новых и совершенствование существующих методов оценки пожарной опасности, позволяющих учитывать специфику пожарной опасности морских нефтегазодобывающих платформ, особенности развития возможных на них аварий, а также влияние применяемых защитных мероприятий.
Проведенные исследования, включая анализ объемно-планировочных, конструктивных и технологических особенностей морских стационарных нефтегазодобывающих платформ, анализ произошедших аварий с пожарами и взрывами на подобных объектах, выявление особенностей наиболее типичных сценариев протекания аварий, показали, что обеспечение безопасности персонала и оборудования указанных объектов может быть достигнуто путем эффективного управления пожарным риском. Вопросам количественной оценки пожарного риска посвящена глава 2 настоящей работы. Ниже рассмотрим некоторые способы снижения уровня пожарного риска для МСП.
Снижение уровня пожарного риска осуществляется за счет проведения системного анализа причин и условий развития аварий на платформах, прогнозирования их последствий и разработки так называемых «барьеров безопасности».
Под барьерами безопасности в данном контексте понимаются организационные и инженерно-технические решения, с помощью которых возможно предотвращение возникновения аварийной ситуации, ограничение распространения опасных факторов пожара и взрыва, и тем самым снижение вероятности развития аварийной ситуации по эскалационному сценарию, а также снижение тяжести последствий аварийной ситуации.
Приведенный в главе 1 пример аварии в Мексиканском заливе иллюстрирует, что катастрофическая авария на таком сложном производственном объекте, как морская платформа, является сочетанием инициирующего аварию события с неэффективным функционированием сразу нескольких барьеров безопасности.
Рассмотрим существующие методы логического анализа, использующегося при оценке риска сложных технических систем. В данном случае под оценкой риска понимается структурированный процесс, в рамках которого проводится анализ последствий и вероятно 103 стей возникновения опасных событий. При этом указанный процесс может не предусматривать получения конечных количественных величин риска. Согласно [65] анализ и оценка риска могут быть выполнены с различной степенью глубины и детализации с использованием одного или нескольких методов логического анализа разного уровня сложности. Среди множества различных методов анализа и оценки риска для сложных технических систем могут быть выбраны следующие методы: анализ дерева неисправностей; - анализ дерева событий; анализ диаграмм «галстук-бабочка». Каждый из этих методов реализуется путем построения графической схемы. На выбор метода влияют различные факторы, такие, как доступность ресурсов, характер и степень неопределенности данных и информации, сложность метода и др.
Метод анализа дерева неисправностей отказов) [65] — метод идентификации и анализа факторов, которые могут способствовать возникновению исследуемого нежелательного события называемого конечным событием). С помощью дедукции исследуемые факторы идентифицируют, выстраивают их логическим образом и представляют на диаграмме в виде дерева, которое отображает эти факторы и их логическую связь с конечным событием.
Факторами, указанными в дереве неисправностей, могут быть события, связанные с отказами компонентов оборудования, ошибками человека или другими событиями, которые могут привести к нежелательным последствиям.
Метод дерева неисправностей может быть использован для идентификации причин отказа и путей, приводящих к конечному событию, и количественной оценки при вычислении вероятности конечного события, если известны значения вероятностей начальных событий.
Данный метод может быть использован на стадии проектирования системы для идентификации причин отказа, и, следовательно, выбора оптимального варианта проекта. Метод может быть использован на стадии производства для идентификации видов основных отказов и относительной значимости путей, приводящих к конечному событию. Дерево неисправностей может быть также использовано для анализа сочетания событий, приведшего к возникновению исследуемого отказа [65]. каждый сценарий ветвь дерева) обусловлен сочетанием событий, произошедших в предыдущих точках ветвления дерева событий. Поэтому рассматриваются все взаимосвязи по возможным путям развития события. Однако некоторые взаимосвязи, например, общие компоненты заданных систем, действия персонала могут быть не учтены при рассмотрении, что может привести к излишне оптимистичной оценке риска.
Метод анализа диаграммы «галстук-бабочка» представляет собой схематический способ описания и анализа пути развития опасного события от причин до последствий [65]. Данный метод сочетает исследование причин события с помощью дерева неисправностей и анализ последствий с помощью дерева событий. Однако основное внимание метода «галстук-бабочка» сфокусировано на барьерах между причинами и опасными событиями с одной стороны и опасными событиями и последствиями с другой стороны.
Особенности обеспечения процесса эвакуации на морских платформах. Временные убежища
Средства защиты от распространения пламени можно не устанавливать при условии предотвращения образования горючих газопаровоздушных смесей во внутреннем объеме оборудования например, при условии подачи в емкости для хранения и линии инертных газов в количествах, исключающих образование в них взрывоопасных смесей).
Конструкция огнепреградителей и гидравлических предохранительных затворов должна обеспечивать надежную локализацию пламени с учетом условий эксплуатации. Сухие огнепреградители должны отвечать требованиям ГОСТ Р 53323 [121]. Для огнепрегради-телей и гидравлических предохранительных затворов следует предусматривать меры, обеспечивающие надежность их работы в условиях эксплуатации.
Продувку основного и вспомогательного технологического оборудования, в котором возможно обращение ГГ, ЛВЖ и ГЖ перед вводом в эксплуатацию и выводом из эксплуатации, а также перед проведением ремонтных и регламентных работ следует осуществлять только инертным газом например, азотом).
Обвязка аппаратов и резервуаров запорной арматурой и трубопроводами должна предусматривать возможность подготовки их к регламентным и ремонтным работам.
Конструкция оборудования должна предотвращать повышение или понижение в нем давления выше допустимых значений, как при нормальной эксплуатации, так и при аварийных ситуациях.
Все емкостное технологическое оборудование включая резервуары для химических реагентов), автоматическое опорожнение которого невозможно при возникновении аварии, следует оборудовать предохранительными устройствами, обеспечивающими сброс избыточного давления при воздействии на него возможного пожара.
Для технологических линий, предназначенных для сброса избыточного давления из технологического оборудования, следует предусмотреть меры безопасного сброса избыточного давления в случае пожара например, путем использования теплоизоляции, водяного орошения и т. п.) на время, необходимое для их эффективного функционирования.
Резервуары для ЛВЖ и ГЖ следует оборудовать дыхательной, предохранительной и запорной арматурой, пробоотборными и замерными устройствами.
Трубопроводы и запорная арматура должны надежно закрепляться и иметь маркировку давления и опознавательную окраску в соответствии с требованиями нормативных документов.
Фланцевые соединения трубопроводов должны размещаться в местах, доступных для визуального наблюдения, обслуживания, разборки, ремонта и монтажа. Не допускается располагать фланцевые соединения трубопроводов с ГГ, ЛВЖ и ГЖ непосредственно над проходами для людей и рабочими площадками.
Технологические аппараты, резервуары дизельного топлива, бурового раствора, нефтесодержащих стоков, химических реагентов, других ЛВЖ и ГЖ необходимо оборудовать системами автоматического предотвращения их переполнения.
Максимальный допустимый уровень жидкости в указанных резервуарах определяется расчетом с учетом времени срабатывания исполнительных механизмов систем предотвращения переполнения и теплового расширения жидкости при хранении.
При этом следует предусматривать устройства дистанционного автоматического) измерения уровня жидкости без необходимости открытия люков, разъединения штуцеров или патрубков, установленных на аппаратах и резервуарах. Допускается не предусматривать системы автоматического переполнения, если организация технологического процесса исключает возможность такого переполнения при заполнении оборудования.
Конструкция и/или способ размещения резервуаров и другого технологического оборудования с ЛВЖ и ГЖ должны предотвращать растекание проливов за пределы помещений площадок) с установками и резервуарами при возникновении утечек. Указанные помещения площадки) следует оборудовать дренажными системами, параметры которых обеспечивают пожаробезопасный аварийный слив всего содержимого наибольшего из резервуаров.
Способ размещения запорной арматуры, насосного оборудования, разъемных соединений и других источников возможных утечек горючих веществ должен обеспечивать сбор и пожаробезопасное удаление возможных утечек, например, путем использования сплошных полов, поддонов, дренажных систем и т. п.
Установка турбогенераторов и двигателей внутреннего сгорания в помещениях категорий А и Б не допускается. Воздухозаборные устройства двигателей следует располагать на расстоянии не менее 3 м от границ взрывоопасных зон.
У каждого двигателя должны предусматриваться устройства для их экстренной остановки. Для аварийных дизельгенераторов такие устройства допускается не предусматривать.
Газовыпускные трубопроводы двигателей следует оборудовать искрогасителями. Выброс отработанных газов должен осуществляться за пределами взрывоопасных зон.
Следует предусмотреть мероприятия по предотвращению попадания выхлопных и дымовых газов на площадку и под площадку буровой, в места расположения технологического оборудования и емкостей с ЛВЖ и ГЖ, трубопроводов для аварийного сброса газа в атмо 157
сферу, устьев выкидных воздуховодов шахт) вытяжной вентиляции из помещений категорий А и Б, а также других источников выделения горючих газов и паров в радиусе до 5 м.
Расположение трубопроводов жидкого и газообразного топлива в помещениях турбо-и дизельгенераторов, помещениях с установками для сжигания мусора следует предусматривать открытым, обеспечивающим к ним свободный доступ.
Прокладка трубопроводов с ЛВЖ и ГЖ над двигателями внутреннего сгорания и газовыпускными трубопроводами не допускается.
Для перекрытия линий подачи топлива на турбины турбогенераторов необходимо предусмотреть отсечные клапаны, устанавливаемые за пределами помещений кожухов) с указанными турбинами.
На трубопроводах для подачи жидкого топлива в помещения дизельгенераторов и помещение с установками для сжигания мусора следует устанавливать запорную арматуру с дистанционным приводом и обратный клапан, закрывающийся при отключении насоса указанной линии, размещаемые вне указанных помещений.
На отводе топливного трубопровода к каждому турбо- и дизельгенератору или горелке должна устанавливаться ручная запорная арматура.
Подача топлива в помещения кожухи) турбо- и дизельгенераторов должна автоматически прекращаться при срабатывании систем обнаружения пожара или газа в этих помещениях.
Теплоизоляцию технологического оборудования платформы, в котором обращаются ГГ, ЛВЖ и ГЖ, следует выполнять из негорючих материалов.
Все оборудование и трубопроводы, имеющие нагретые поверхности, необходимо защитить теплоизоляцией из негорючих материалов или устройствами, предотвращающими превышение температурой поверхности величины, составляющей 80 % от стандартной температуры самовоспламенения обращающихся или находящихся в помещении наружной установке) веществ и материалов.
Нагревательные устройства оборудования с ГГ, ЛВЖ и ГЖ следует оборудовать средствами регулировки температуры, автоматическими устройствами отключения нагревательных элементов при достижении предельной температуры, сигнализацией о неисправностях и превышении допустимой температуры.
Буровое оборудование должно быть оснащено системами предварительного обнаружения выброса из пробуриваемой скважины. При этом следует предусматривать непрерывную передачу на пульт управления бурильщика всей необходимой для контроля и управления процессом бурения скважин информации.