Риски при эксплуатации газоконденсатного месторождения (стр. 3 )

Анализ таблицы показывает, что коллективный риск гибели людей, находящихся в населенных пунктах и на объектах в окрестности трубопровода составил 2,5 ·10-3 человек в год; средний индивидуальный риск – 3,0 × 10-71/год. Большая часть населения, прожи­вающего в населенных пунктах вблизи трассы, и персонала, занятого на производственных объектах, расположенных вдоль трассы, находятся в зоне потенциального риска около 10-71/год. Многие места сосредоточения людей (более 300 чел.) находятся в зонах потенциаль­ного риска 10-8–10-9 1/год. Индивидуальный риск для большинства (около 90%) людей составляет около 10-71/год, что соответствует понятию безопасного уровня и намного меньше фоновых показателей риска.

Таблица 8.5.

Обобщенные показатели риска линейной части

продуктопроводов ШФЛУ

Показатель риска	Размерность	Значение
Частота аварий на трассе (324 км)	1/год	0,097
Частота аварий на 1000 км трассы	1/год /1000 км	0,15
Средняя масса утечек ШФЛУ при аварии	тонн	200
Средняя масса потерь ШФЛУ при аварии	тонн	900
Ожидаемые утечки ШФЛУ	т/год·1000 км	60
Ожидаемые потери ШФЛУ	т/год·1000 км	270
Ожидаемая по трассе средняя масса утечек ШФЛУ	т/год·трасса	20
Ожидаемая по трассе средняя масса потерь ШФЛУ	т/год·трасса	90
Средний размер ущерба, в том числе:	тыс. руб.	2800
средний размер платы за загрязнение ОС при аварии	тыс. руб.	100
средние потери ШФЛУ при аварии в денежном выражении	тыс. руб.	2700
Интегральный риск, в том числе:	тыс. руб./год	270
интегральный риск загрязнения ОС для всей трассы	тыс. руб./год	10
интегральный риск потерь ШФЛУ для всей трассы в денежном выражении	тыс. руб./год	260
Удельный риск, в том числе:	руб./год·км	840
удельный риск загрязнения ОС	руб./год·км	20
удельный риск потерь в денежном выражении	руб./год·км	820

Эффективность технических решений по обеспечению безопасности анализируемого трубопровода (более частое его секционирование, применение современных систем обнаружения утечек, устройство защитных валов, переукладка и стресс-испытания труб в местах опасных сближений и др.) также может быть подтверждена количественными оценками риска.

Еще один яркий пример реальной оценки возможных потерь в случае некатегорийного отказа на нефтепроводе «ЦППН – НПС» (нефтеперекачивающая станция) рассмотрен в (Дмитрук, 2000).

Межпромысловый нефтепровод «ЦППН – НПС»: протяженность 171 км, диаметр – 530 мм, рабочее давление – 4 МПа. Предназначен для транспортировки товарной нефти. Дорожная часть и населенные пункты вдоль трассы отсутствуют; трубопровод пересекает 22 водные преграды. Год ввода в эксплуатацию – 1978 г. Нормативный срок службы подобного нефтепровода –
20 лет, т. е. нормативный срок истек в 1998 г. 21 участок трубопровода имеет различные виды коррозионного поражения. По данным последнего диагностического обследования (1998 г.) остаточная толщина стенки труб нефтепровода находится в пределах 8,3-6,9 мм. По результатам расчетов номинальное значение толщины стенки трубы при рабочем давлении 4 МПа для трубопроводов III категории – 4,98 мм, для I и II категорий – 6,50 мм (отбраковочное значение – 6,10 мм). Трубопровод по результатам диагностики признан годным к эксплуатации после устранения временных хомутов, проваров и т. д. Время определения аварийной ситуации – не менее 2-х часов, определение места отказа – до
1 суток.

Рассматривается ситуация отказа трубопровода между секущими задвижками в болотистой местности. Средняя длина между секущими задвижками 20 км. Инициирующее событие – коррозия, свищ.

Последствия аварийной ситуации можно охарактеризовать следующим образом:

·  время, необходимое на обнаружение места порыва и перекрытия ближайших задвижек – не менее одних суток;

·  остановка работающего фонда скважин на этот период не предусмотрена, так как имеются резервные емкости;

·  после перекрытия секущих задвижек рабочий фонд скважин отключается;

·  объем нефти на аварийном участке равен 3925 м3; объем разлившейся нефти составит примерно 1/3 от объема меж-

ду секущими задвижками, т. е. 1300 м3, или 1100 т; площадь загрязнения около 5 га.

Авария классифицируется как отказ 1 категории. Расчет ущерба для случая прорыва трубопровода представлен в табл. 8.6

Таблица 8.6

Расчет возможного ущерба в связи с порывом рассматриваемого нефтепровода (Дмитрук, 2000)

№ п/п	Наименование затрат	«Внутренняя» стоимость, руб. за 1 т	Кол-во, т	Всего стоимость, млн. руб.
I	Убытки предприятия от потерь нефти			14,3
	вылившаяся нефть из трубы	250,08	1100	0,275
	остановка фонда скважин на 10 су-ток (суточная добыча – 5100 т)	250,08	51000	12,8
	запуск после ликвидации порыва в течение 2 суток	250,08	5000	1,25
II	Затраты на ликвидацию порыва			0,82
1.	Заработная плата			0,034
2.	Отчисления во внебюджетные фонды			0,013
3.	Транспортные затраты			0,77
III	Затраты на устранение разлива нефти			2,13
А	Затраты на приобретение передвижного насосного агрегата ПНА – 2.			1,0
В.	Откачка нефти в трубопровод (в зимний период 90 суток)			1,13
IV	Затраты на рекультивацию 5 га земли			1,1
V	Общий ущерб окружающей среде за сброс 1 100 тонн нефти			216,6
	ИТОГО			234,9

В приведенном примере наибольшая доля потерь приходится на ущерб компонентам ОС (216,6 млн руб.) и затраты по его ликвидации (затраты на устранение разлива нефти 2,13 млн руб. и затрат на рекультивацию земель). Эти затраты более чем в 15 раз превосходят потери предприятия в связи с недополучением нефти и ликвидацией порыва. Таким образом, при идентификации рисков работы нефтепровода акцент смещается в сторону экологических (эколого-экономических) составляющих риска.

Интересно приведенное для этого случая сопоставление «предзатрат» и «постзатрат»: затраты на замену изношенной трубы новой трубой на протяжении 1 км составили бы примерно
1,7 млн руб. (включая стоимость строительно-монтажных работ), что еще раз показывает значительно более высокую эффективность превентивных мер по сравнению с ликвидацией последствий аварии.

Экстенсивная стратегия развития газотранспортных систем, преобладавшая в прошлом, в настоящее время перестала быть оправданной не только с экономических позиций, но и с позиции оценок ущербов. Об этом свидетельствуют данные авторов [16]. По этим данным с применением системного анализа была проведена инвентаризация слабых мест, вскрывающих основные ущербообразующие факторы для газотранспортной системы (табл. 8.7).

Таблица 8.7

Принципиальная схема оценки ущерба от воздействия системоразрушающих факторов на магистральных газопроводах

Системоразрушающие факторы	Вероятность наступления	Ущерб при наступлении, млн долл.	Ожидаемый ущерб, млн долл.
Аварии МГ в результате стихийных бедствий	0,01	17,5	1,75
Аварии МГ в результате нарушения правил их проектировки, строительства и эксплуатации	0,18	8,4	1,512
Аварии МГ в результате использования при их строительстве некачественных материалов	0,24	7,2	1,728
Аварии МГ в результате умышленных действий третьих лиц	0,11	9,9	1,089

Окончание табл. 8.7

Системоразрушающие факторы	Вероятность наступления	Ущерб при наступлении, млн долл.	Ожидаемый ущерб, млн долл.
Потери в МГ в результате самовольного подключения	0,37	5,7	2,109
Естественный износ оборудования МГ	0,85	1,3	1,105
Потери в результате несовершенства системы доступа к МГ различных категорий пользователей (в том числе иностранных)	0,73	3,1	2,263
Потери от неполного использования установленных мощностей (в том числе из-за изменения местоположения добычных районов)	0,81	2,4	1,944
Потери «упущенных возможностей» из-за недостаточной пропускной способности МГ	0,67	3,8	2,546
Недопоставки газа потребителям по различным причинам	0,09	10,7	0,963
Несоблюдение пропорциональности объемов добычи газа и установленных мощностей МГ	0,14	9,6	1,344
Ухудшение межрегиональных отноше­ний	0,04	11,5	0,46
Сезонные снижения спроса на газ	0,61	4,3	2,623
Ухудшение координации действий отдельных подразделений	0,02	14,8	0,296
Неблагоприятная динамика цен на газ	0,27	6,8	1,836
Усиление налогового пресса, отмена льгот	0,03	13,2	0,396
Снижение объема инвестиций в отрасль	0,53	4,9	2,597
Сокращение платежеспособного спроса	0,42	5,1	2,142

В результате анализа данной таблицы авторы наметили необходимые объемы работ и инвестиционные ресурсы, составляющие до 4217,5 млн долл./год на первом этапе работ (2006–
2010 гг.). Первоочередными направлениями реконструкции, кроме ввода агрегатов, соответствующих высоким техническим требованиям, следует считать расширение и реконструкцию наиболее напряженных участков сети.