Риски при эксплуатации газоконденсатного месторождения (стр. 2 )

Таблица 8.4

Показатели коллективного риска для населенных пунктов

на территории ОГКМ

№	Район расположения пунктов	Численность населения	Коллективный риск, RΣ10000, 1/год
1	п. Краснохолм	5400 чел.	0,497
2	п. Троицкий	~500 чел.	0,109
3	д. Краснополье, д. Рычовка	~600 чел.	0,246
4	д. Татишево	~800 чел.	3,948
5	д. Родничный Дол, д. Дубки	~700 чел.	0,265
6	д. Дедуровка	~1650 чел	1,417
7	п. Шуваловский, п. Савинский, п. Тогромный.	~300 чел.	0,233
8	п. Чернореченское, д. Старица, п. Западный, Зауральный	~2500 чел.	7,584
9	д. Нижнепавловка	3500 чел.	0,060
10	д. Пруды, п. Чистый	~500 чел.	3,030
11	Район промзоны ОГПЗ	~2500 чел.	77,829

Отдельно рассматривался риск гибели при взрывах паровых облаков, отличающийся по механизму поражения от токсических эффектов от сероводорода. Практически для всех пунктов уровень риска ниже 10-7, что позволяет определить эффекты токсического поражения как доминирующие в исследованном регионе. При этом аварии на конденсатопроводах преобладают по вкладу в риск (90%), что связано со спецификой развития аварийного сценария и сценария токсического воздействия на населения (табл. 8.4).

Одно из возможных практических приложений проведенных расчетов – построение системы эвакуации населения при аварийных ситуациях. Сложившаяся практика эвакуации населения при авариях на сборной системе трубопроводов ОГКМ, применявшаяся на ранних этапах освоения месторождения, была оценена как не адекватная сценариям развития аварий. Время существования опасных факторов сопоставимо с временем начала проведения эвакомероприятий, поэтому признана оправданной практика поджигания аварийных выбросов. Этот подход используется на Астраханском ГКМ.

8.4. Риски на объектах внешнего транспорта УВ

В связи с освоением новых нефтегазоносных районов, а также вводом старых, считавшихся ранее экономически нерентабельными, происходят существенные изменения схем потоков газа. Отчасти это обусловлено геополитическими и экономическими обстоятельствами. Сказанное выше ведет к необходимости пересмотра ныне существующих факторов риска при разработке концепции развития УВ-транспортных систем, в том числе и экологических. Как и для объектов добычи, оценку транспорта газа целесообразно дифференцировать по стадиям сооружения и эксплуатации.

При сооружении трубопроводов возможна оценка следующих разновидностей экологических рисков, связанных с:

·  авариями при сооружении и испытании линейной части; углеводородоперекачивающих агрегатов и дополнительного оборудования;

·  техногенным воздействием при строительстве объектов транспорта газа (экзогенные геологические процессы, изменение водного режима, нарушение режима ООПТ, воздействия на миграции животных);

·  эмиссией вредных веществ при работе строительной техники и эксплуатации вахтовых поселков.

Основные стадии транспорта углеводородов

На этапе эксплуатации газопроводов возможны следующие виды аварий, связанные с воздействием на ОС:

·  аварии на промышленных объектах, включая компрессорные и нефтеперекачивающие станции, а также линейную часть;

·  стравливание газа (слив нефти) при ремонте линейной части трубопроводов;

·  утечки газа и нефти на компрессорных и нефтеперекачивающих станциях;

·  выбросы вредных веществ при сгорании газа на компрессорных станциях;

·  температурные воздействия в районах ММП с проявлением карстовых процессов.

Основное воздействие на ОС оказывают газотурбинные приводы на компрессорных станциях, так как на топливный газ приходится около 80% от собственного расхода на технологические нужды. Незначительные утечки характеризуются объемным расходом жидкости через разрыв в диапазоне от 2 до 600 л/час; зна-чительными считаются утечки, при которых расход превышает
10 м3/час. Первые практически не влияют на режим течения продукта в трубопроводе, вторые сопровождаются существенными изменениями гидродинамического процесса во всем трубопроводе.

В качестве примера [18] рассмотрим количественную оценку рисков для определения минимальных безопасных расстояний на одном из наиболее опасных видов объектов ТЭК – трубопроводном транспорте ШФЛУ (легкокипящие жидкости – газовый конденсат, нестабильный бензин и сжиженные газы). Эти продукты, переходящие в газообразное или двухфазное состояние при аварийном выбросе, являются наиболее опасными по масштабам распространения в ОС и возможному воздействию на население, имущество и ОС (при воспламенении).

Одна из наиболее трагических аварий на магистральном продуктопроводе, транспортирующем ШФЛУ, произошла под Уфой на 1710 км Башкирского отделения Куйбышевской железной дороги в ночь с 3 на 4 июня 1989 г.

Магистральный трубопровод с рабочим давлением 3,5–
3,8 МПа проходил по холмистой, покрытой лиственными лесами местности. Склон ближайшего холма до железной дороги был прорезан глубоким оврагом. Протяженность трубопровода между соседними насосными станциями составляла 555 км, диаметр труб Ду 700 мм. Отключающая арматура с электроприводом по трассе была установлена через 10–13 км. Из-за отсутствия сигнализации о снижении давления и дистанционных средств управления в системе не удалось оперативно блокировать аварийный участок трубопровода. Выброс ШФЛУ произошел из-за разрушения продуктопровода на расстоянии 900 м от полотна железной дороги.

Пары УВ, испаряющиеся с растекающейся и обширной (вследствие особенностей рельефа местности) поверхности пролива заполнили ложбину у железной дороги. Облако топливно-воздушной смеси распространилось над поверхностью земли на расстояние более 900 м и достигло железной дороги. Идущие навстречу друг другу поезда вызвали турбулизацию смеси и ее воспламенение. В зоне взрыва оказались два пассажирских поезда, в которых находились 1284 человека. При катастрофе погибли или получили разной степени тяжелые повреждения 1224 человека. Следствием катастрофы явилось ужесточение требований безопасности, в том числе внесение дополнений в СНиП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы» в части существенного увеличения минимальных расстояний от магистральных продуктопроводов до населенных пунктов.

На сегодняшний день СНиП 2.05.06-85 содержит требования, ограничивающие не только минимальные допустимые расстояния до населенных пунктов и объектов инфраструктуры, но и диаметр трубопровода (не более Ду 400 мм).

Размеры зон действия поражающих факторов при авариях на линейной части трубопровода определяются:

-  скоростью выброса ШФЛУ из отверстия (она зависит от размера отверстия и давления на месте разгерметизации в трубопроводе и возможными условиями вскипания жидкости в трубопроводе);

-  размерами площади пролива ШФЛУ (объемами выброса, рельефом местности);

-  характером наведенного течения в атмосфере на месте выброса;

-  условиями вскипания и испарения ШФЛУ;

-  условиями рассеяния выброса и в частности рельефом местности;

-  возможностью воспламенения ШФЛУ.

В результате учета этих факторов определяются размеры зон поражения:

-  размеры зоны поражения пламенем и тепловым излучением при пожаре пролива ШФЛУ;

-  размеры зоны поражения пламенем и тепловым излучением при формировании горящего факела на трубопроводе;

-  размеры зоны поражения открытым пламенем и ударной волной при сгорании дрейфующего в атмосфере облака.

Расчеты показывают, что при сгорании дрейфующего обла-ка размер зоны поражения варьирует от нескольких десятков (40–50 м – утечка через свищ при высоких скоростях ветра и низких температурах ОС) до нескольких сотен метров (1150 м – при гильотинном разрыве трубопровода, низких скоростях ветра, плохих условиях рассеяния и высоких температурах ОС).

Наиболее опасными с точки зрения возможного числа пострадавших являются места прохождения трубопровода вблизи населенных пунктов и производственных или сельскохозяйственных объектов, где работают люди, на удалении до 1150 м. Таких мест на трассе достаточно много, и количество людей, попадающих в опасную зону, составляет более 8 тыс. человек. В населенных пунктах и организациях, расположенных вблизи трубопровода, количество пострадавших может достигать нескольких сотен человек. В местах пересечения с транспортными артериями количество пострадавших варьируется от нескольких человек до нескольких сотен в зависимости от типа коммуникаций (авто - или железные дороги, реки).

Кроме определения числа пострадавших был оценен и ущерб от возможных аварий на продуктопроводе. Для определения ущерба, связанного с утратой перекачиваемого продукта, было использовано понятие «потери ШФЛУ от аварии». При ликвидации последствий аварии продуктопровод должен быть полностью освобожден от остатков ШФЛУ (в пределах участка, отключаемого запорной арматурой), которые удаляются из трубопровода и сжигаются в специальных амбарах. Таким образом, убытки эксплуатирующей организации от потерь ШФЛУ при аварии складываются как из стоимости вытекшего при аварии продукта, так и стоимости ШФЛУ, сожженного при опорожнении трубопровода.

Согласно данным ВНИИГАЗа [18], частота аварий на магистральных продуктопроводах ШФЛУ принимается равной 0,151/год·1000 км. Обобщенные показатели риска по трассе продуктопровода приведены в табл. 8.5.