Управление промышленной безопасностью эксплуатации морских гидротехнических сооружений шельфа юга Вьетнама

Актуальность проблемы.

В увеличении объемов добычи нефти во Вьетнаме основную роль играет освоение морских нефтяных месторождений в связи с тем, что в настоящее время добыча нефти осуществляется в море. Большие перспективы открыты для освоения нефтяных месторождений на шельфе юга Вьетнама, относящемся к бассейну Индийского океана.

При разработке морских нефтяных месторождений необходимо строительство эстакад, площадок под буровые, индивидуальных оснований и других сооружений. Стальные конструкции в морских условиях постоянно подвергаются интенсивной коррозии, что снижает пожарную и промышленную безопасность платформы в целом.

Добыча нефти в море связана с риском возникновения аварийных ситуаций. Крупнейшие природные и техногенные аварии последних лет выявили необходимость углубления исследований в области теории безопасности и катастроф, а также прикладных разработок по обеспечению промышленной и экологической безопасности. Так, авария на нефтедобывающей платформе в Мексиканском заливе в 2010 г. привела к большим материальным потерям. Усугубляют аварийные ситуации и климатические условия региона, когда ливни и наводнения могут препятствовать проведению спасательных операций.

В общей проблеме страхования и обеспечения надежности морских объектов СП «Вьетсовпетро» важное место занимают вопросы оценки степени риска эксплуатации таких уникальных в своем роде сооружений, какими являются морские стационарные платформы (МСП), представляющие собой сложный технологический комплекс бурового и эксплуатационного оборудования для бурения нефтегазовых скважин, сбора и подготовки к транспортировке продукции этих скважин, а также систем жизнеобеспечения.

В настоящее время нефтедобывающие платформы Вьетнама выработали свой нормативный срок эксплуатации. Поэтому происходит процесс их плановой замены. Для повышения стабильности работы вновь вводимых сооружений необходимы анализ факторов, снижающих безопасность их эксплуатации, и разработка мероприятий, повышающих безаварийность функционирования таких систем.

На сегодняшний день во Вьетнаме отсутствуют общепринятые стандарты по контролю за техническим состоянием и обслуживанием металлоконструкций, технологических трубопроводов и оборудования на морских объектах.

Поэтому управление промышленной безопасностью эксплуатируемых объектов морской нефтегазодобычи на основе оценки техногенных рисков является важным и актуальным направлением исследований.

Целью настоящей работы является совершенствование системы управления промышленной безопасностью эксплуатируемых морских гидротехнических сооружений (МГТС) шельфа юга Вьетнама путем оценки риска с разработкой перечня мероприятий по снижению опасностей и рисков до минимальных показателей.

Для достижения указанной цели в диссертационной работе были поставлены следующие задачи:

1. Исследовать аварии и происшествия на морских объектах, проанализировать их причины;

2. Определить приемлемые критерии риска эксплуатируемых морских стационарных платформ на основе идентификации опасных производственных объектов;

3. Провести количественный анализ рисков и оценить частоты утечек на морских нефтегазопромысловых сооружениях;

4. Разработать методы моделирования и оценки риска возможных аварий;

5. Предложить мероприятия по снижению риска аварий при эксплуатации морских гидротехнических сооружений.

Методы решения поставленных задач.

Поставленные задачи решались с применением современных методов статистического анализа, математического моделирования и методов теории вероятностей.

Научная новизна исследований заключается в разработке концептуального подхода и практических рекомендаций по совершенствованию механизма анализа и оценки рисков:

1. Проведен количественный анализ и определены приемлемые критерии риска эксплуатируемых опасных производственных объектов морских гидротехнических сооружений;

2. Предложена формула для расчета частоты утечек на оборудовании морских гидротехнических сооружений;

3. Разработаны методы моделирования и оценки риска возможных аварий на объектах морских гидротехнических сооружений.

Основные защищаемые положения.

1. Результаты идентификации опасностей и критерии приемлемого риска.

2. Результаты количественного анализа риска и оценки частоты утечек на морских гидротехнических сооружениях.

3. Моделирование последствий пожара и взрыва углеводородных утечек.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

В результате выполненных исследований предложены мероприятия по снижению риска при эксплуатации технологических участков и оборудования.

Концептуальный подход к определению опасности и оценке риска эксплуатации технологических систем морских стационарных платформ, а также практические рекомендации по устранению причин аварий и их последствий используются в СП «Вьетсовпетро» как при проектировании и эксплуатации морских стационарных платформ, так и при работе со страховыми компаниями.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались на:

• научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках VIII Российского энергетического форума (г. Уфа, октябрь 2008 г.);

• научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках VIII Конгресса нефтегазопромышленников России (г. Уфа, май 2009 г.);

• Девятой Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках IX Российского энергетического форума (г. Уфа, октябрь 2009 г.);

• научно-практических конференциях «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа», «Проблемы и методы рационального использования нефтяного попутного газа» в рамках XVIII международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии — 2010» (г. Уфа, май 2010 г.);

• Десятой Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках X Юбилейного российского энергетического форума (г. Уфа, октябрь 2010 г.);

• Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазового форума и XIX международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии — 2011» (г. Уфа, май 2011 г.).

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цели и задачи диссертационной работы, определены объект и предмет исследования, приведена информация о реализации результатов работы, показаны научная новизна и практическая ценность работы.

В первой главе рассматривается морские гидротехнические сооружения в качестве объекта исследования.

Сложившийся около 50 лет тому назад морской нефтегазовый комплекс превратился в одну из ведущих отраслей мировой экономики и энергетики и обеспечивает сейчас до 30% общей добычи нефтегазовых углеводородов. Экспансия нефтедобычи на континентальных шельфах, несомненно, будет продолжаться и в XXI веке.

В связи с этим возникает целый ряд проблем, решение которых не требует отлагательств. Особое внимание должно уделяться техногенному риску морских гидротехнических сооружений (МГТС), т.к. это позволит прогнозировать возможные аварии на объектах МГТС и избежать взрывов, возгораний и разливов углеводородного сырья [26, 66, 110].

Риском необходимо заниматься, им нужно управлять. Общее, что объединяет риски в природе, техносфере, обществе и экономике, — это единый в своей основе научно-методический аппарат его анализа [36, 77, 79, 86, 105].

Ключевым этапом управления риском является анализ риска, т. е. исследование влияющих на риск факторов. На основе анализа риска обосновываются и реализуются меры по снижению риска, которые состоят в целенаправленном воздействии на факторы риска.

При разработке и эксплуатации морских нефтегазовых месторождений под риском как мерой опасности понимается сочетание вероятности неблагоприятного события и последствий этого события [48, 110, 115, 118]:

— образование на поверхности моря облака с высокой концентрацией природного газа;

— возникновение газожидкостного фонтана или газожидкостного пятна на поверхности моря с пониженной плотностью, через которое также выбрасывается облако природного газа;

— возможность возгорания и токсического воздействия при определенной концентрации метана на поверхности.

Описание морской стационарной платформы (МСП) рассматривается на примере платформы RP-3 месторождения «Дракон» СП «Вьетсовпетро».

В настоящее время, нефтедобывающие платформы Вьетнама выработали свой нормативный срок эксплуатации. Для повышения стабильности работы вновь вводимых сооружений необходим анализ факторов, снижающих безопасность их эксплуатации, и разработка мероприятий, повышающих безаварийность функционирования таких систем.

В конце главы рассматриваются вопросы анализа риска в публикациях и сделаются выводы, что на сегодняшний день во Вьетнаме нет общепринятых стандартов по контролю за техническим состоянием и обслуживанием металлоконструкций, технологических трубопроводов и оборудования на морских объектах. Поэтому оценка техногенных рисков на объектах морской нефтегазодобычи является важной и актуальной.

Во второй главе рассматривается идентификация опасностей и приемлемые критерии риска на примере RP-3 месторождения «Дракон».

Основными объектами обустройства месторождений нефти и газа шельфа Вьетнама являются морские стационарные платформы (МСП). Эксплуатация МСП в экстремальных природных условиях актуализирует проблемы надежности, которые связаны, в первую очередь, с обеспечением безопасности персонала и охраной окружающей среды. Поэтому, в настоящее время остро стоит вопрос определения требований к проектным решениям, обеспечивающих безопасность морских стационарных платформ на уровне приемлемого риска.

Для морских платформ необходимо принимать эксплуатационные решения, которые должны обеспечить [3, 13, 17, 29, 30, 61, 65, 74, 76]:

— герметичность производственного оборудования и трубопроводных систем;

— предотвращение образования и накопления взрывопожароопасных концентраций горючих углеводородов на участках платформы;

— минимизацию возможностей возгорания горючих смесей;

— предотвращение распространения пожара.

Для решения этих задач должны быть идентифицированы опасности, являющиеся причиной риска, а также пути, по которым эти опасности могут реализовываться.

Предварительную оценку значения идентифицированных опасностей необходимо выполнять, основываясь на анализе последствий и изучении их основных причин.

При проведении идентификации опасностей необходимо дать описание возможных сценариев развития аварий для каждого из рассматриваемых блоков сооружений и технологического процесса [32, 46, 55].

Основные цели идентификации опасностей являются:

— опознавание всех потенциальных опасностей, связанных с эксплуатацией платформы;

— оценка всех опознанных опасностей и таким образом определение главных опасностей, подлежащих количественной оценке.

Идентификация опасностей выполнена основываясь на текущем состоянии, пересмотре собранных данных по RP-3 и путём проведения исследования опасности и связанных с ней проблем.

Для удобства при опознавании опасностей пожара и взрыва технологический процесс на RP-3 разделен на 8 участков.

Приводятся результаты выбора критериев приемлемого риска при эксплуатации морских гидротехнических сооружений.

К настоящему времени Вьетнамские государственные критерии, связанные с риском для работающего персонала, отсутствуют. Приемлемые критерии риска разработаны на основании информации о нежелательных событиях в СП «Вьетсовпетро» и других международных данных [5, 40, 80, 84, 91].

Смертельный риск обычно выражается в виде величины смертельных случаев при аварии, и определяется как число смертей за 108 часов пребывания на рабочем месте. Часы пребывания на рабочем месте являются часами, отработанными на платформе.

Для оценки риска стационарной платформы RP-3 месторождения «Дракон» рассчитано значение 7,4*10″ 4/год в качестве среднего критерия индивидуального риска. о.

Считается, что уровень риска 10 /год является самым высоким приемлемым риском для операторов на морских платформах, например UK HSE, Shell, BP, JVPC. Это соответствует величине FAR равной 11,4.

В настоящее время, критерии приемлемого риска выражаются в форме ALARP (As Low As Reasonable Practical) «Столь низко насколько это разумно и реально». Критерии риска АЬАЯР могут быть представлены в виде треугольника. Нижняя линия представляет приемлемый уровень риска, а верхняя линия — неприемлемый уровень риска. Соответственно области треугольника от узкого до широкого показывают уровень риска от низкого до высокого. Верхняя часть треугольника соответствует высокому риску, а нижняя часть соответствует низкому риску.

Если риск находится ниже приемлемого уровня, не требуется никакого дальнейшего улучшения за исключением выполнения операций в соответствии с хорошей промышленной практикой. С другой стороны, если риск выше этого уровня, должны быть рассмотрены меры по уменьшению риска. Если риски находятся в неприемлемой области, то они недопустимы кроме как при экстраординарных обстоятельствах, и мероприятия по уменьшению риска являются важными. Таким образом, мероприятия по уменьшению риска должны быть осуществлены, чтобы уменьшить риск до приемлемого уровня, в противном случае необходимо остановить технологический процесс.

Есть несколько существенных характеристик установок, которые должны поддерживаться в случае аварии. Их называют «функциями безопасности установки». В случае аварии функции безопасности должны сохраняться в течение достаточного времени, чтобы позволить людям эвакуироваться из опасной зоны и благополучно покинуть установку. Это следующие функции безопасности:

— пути эвакуации;

— временное убежище;

— спасательные плоты;

— цельность металлической конструкции — опорных блоков платформы.

Под ухудшением функций безопасности понимается, что они не способны достичь своей цели, или не могут быть использованы в аварийных случаях в пределах требуемого периода времени после инициирования аварии. Требуется, чтобы критерии ухудшения и периоды времени были определены и установлены.

Требуется, чтобы ухудшение в течение 30 минут любой функции безопасности происходило с частотой не больше, чем 1,0*10″ 3/год для каждого вида аварии.

В третьей главе диссертации приведены результаты количественного анализа рисков и анализ частот при эксплуатации морских гидротехнических сооружений.

Проведение анализа риска на стадии «оценка риска» сводится к решению следующих задач: определение частоты нежелательных событий (аварий) на рассматриваемом опасном объекте, оценка последствий аварий и обобщение оценок риска.

В расчетах по определению основных показателей риска необходимо знать ожидаемую частоту аварий на нефтепромысловых оборудованиях и подводных трубопроводах и вероятность реализации того или иного сценария аварии. Такие данные можно получить только посредством сбора данных по авариям на оборудованиях, трубопроводах и их обработки.

Главные этапы количественной оценки риска следующие [4, 59, 103, 111, 114, 119]:

— сбор данных и информации;

— определение опасностей;

— частотная оценка;

— моделирование последствий;

— оценка риска;

— сравнение с приемлемыми критериями и выдача соответствующих рекомендаций.

Приведены результаты анализа частоты утечек для технологических участков и оборудования.

В главе описываются общие данные частот событий, на основании которых сделан выбор данных частот для платформы RP-3 месторождения «Дракон». Главные источники общих данных частот событий следующие [15, 21, 22, 63, 120, 122, 123]:

— сводная таблица количественных данных оценки риска;

— база данных по утечкам углеводородов и возникновению пожара;

— база данных по HSE (здоровье, безопасность и охрана окружающей среды);

— основные данные по количественному анализу риска.

Из этих данных отобраны и применены для технологической системы частоты утечки. Частоты событий для стояков и выбросов продукции скважин также включены в данный анализ.

Частоты утечек для технологического оборудования определены в соответствии с API 581.

Однако, платформа RP-3 спроектирована не в полном соответствии со стандартами API, поэтому коэффициент модификации оборудования удвоен вследствие несоответствия правилам и стандартам.

Все размеры утечек в технологической системе разделены на три категории: малая 0,2 — 2 кг/ссредняя 2,0 — 10,0 кг/сбольшая >10,0 кг/с.

Оборудование всех типов на каждом участке подсчитано, и их рабочие условия введены в программное обеспечение LEAK [15] для вычисления частоты утечки. На основе количества оборудования и их рабочих условий программа вычисляет частоту утечки для каждой части оборудования на основе вышеупомянутых трех категорий размеров утечки, и затем вычисляет частоты утечки для всего участка и в случае необходимости для группы участков. Количество оборудования посчитано на основе схем оборудования и трубопроводов, которые использованы в качестве входных данных в программу. Результат включает в себя частоты утечек трех вышеупомянутых размеров утечек для двух случаев: утечка газа и утечка жидкости.

Приводятся частоты утечек для стояков и трубопроводов. На RP-3 используются два стояка для экспорта углеводородов.

Зона, в которой необходимо обеспечивать безопасность, составляет 500 м вокруг платформы. Следовательно длина трубопровода в этой зоне также составляет 500 м.

При рассмотрении частот утечек, подводная зона стояка и 100 м подводного трубопровода в зоне обеспечения безопасности также группируются как подводная зона, так как утечки из этих двух частей имеют одинаковое воздействие на платформу в плане опасности пожара и взрыва. Частоты утечек, рассчитанные компьютерной программой имеют следующие значения:

— общая частота утечки стояка 6,8 • 10−4 / стояк в год;

— общая частота утечки трубопровода в радиусе 500 м 7,5 ¦ 10~4 /год.

Суммарная частота выбросов определяется следующим образом:

С помощью поправочных коэффициентов рассчитаны частоты утечек для аварийных случаев и их воздействие на частоту утечек из стояков/трубопроводов.

Определены в целом частоты утечек в стояке и в трубопроводе в радиусе 100 м. Для частоты утечек в стояке и в трубопроводе в радиусе 100 м получены значеня 4,69* 10″ 4 и 2,94*10″ 4 в год соответственно.

В главе рассмотрены частоты утечек при выбросе продукции скважин.

Выбросы продукции скважин могут произойти в различных местах при нормальной работе, бурении, капитальном ремонте и заканчивании скважин. Данные по выбросам содержат данные как по нефтяным, так и по газовым скважинам.

Расположение утечек является важным для моделирования последствий при количественном анализе риска.

Определены и применяются две категории расположения утечек:

— подводная зона — поток газа/нефти снаружи кондуктора и выход на морское дно;

— фонтанная арматура скважин — выброс газа/нефти в зоне устьев скважин и на палубу.

Приведены итоговые данные по частотам выбросов на ИР-З месторождения «Дракон»: частоты утечек при выбросе продукции скважин в подводной зоне составит 7,08*10 /год, а в районе фонтанной арматуре скважин -2,51*10″ 5/год.

В четвертой главе представлены результаты моделирования углеводородных событий.

Если углеводородные утечки воспламеняются, возможны различные виды пожара и может произойти взрыв, в зависимости от среды, размера и характера утечки, момента воспламенения и свойств среды. Ниже приведены различные последствия утечки [8, 17]:

— огневая вспышка;

— огневая струя;

— пожар типа «лужа»;

— полуограниченный взрыв;

— утечка без воспламенения.

В главе рассматриваются методы, используемые для моделирования последствий пожара и взрыва углеводородных утечек для ЯР-З. Они являются частью количественной оценки рисков. Методы моделирования, применяемые для утечки из стояков, технологических и подводных трубопроводов, идентичны [12, 25, 42, 43, 50, 85, 87, 88, 89, 90].

Эти методы включают:

— моделирование расхода и продолжительности утечек из каждых изолируемых участков;

— моделирование размера и формы легковоспламеняющегося газового облака от утечек над морем;

— моделирование зон, находящихся под влиянием мгновенных пожаров;

— моделирование размеров пламени и зон радиации для воспламенившихся утечек;

— моделирование взрывов.

Последствия смоделированы для 3 типов технологической среды: попутного газа, двухфазного флюида и сырой нефти.

Начальный расход утечки углеводородов из технологического оборудования зависит, в основном, от давления в сосуде, размера проходного отверстия и фазы утечки (жидкость, газ или двухфазная). Расход утечки снижается со временем по мере снижения давления внутри оборудования. Это снижение зависит, в основном, от объема углеводородов и принятых мер по изолированию участков с утечкой и сбросу давления в оборудовании.

Среди различных факторов, определяющих утечку, расход утечки является важным фактором, поскольку он влияет на размер образующегося газового облака, и отсюда, на вероятность вспышкиа также поскольку он определяет размер пожара или дыма, которые могут появиться вследствие утечек. Снижение расхода утечки (в сущности, продолжительность утечки) является важным, поскольку оно ограничивает ущерб, который может быть нанесен пожаром.

Приведены результаты моделирования дисперсии.

Утечки газа (или газ, выделяющийся от утечки жидкости) образуют облако, на рассеивание которого влияют ветер, турбулентность вокруг стояков, плотность газа и начальный импульс утечки.

Различают три основные категории утечки газа:

— утечка, имеющая препятствие для распространения и находящаяся вблизи райзерной платформы и технологических установок;

— утечка в атмосферу на технологических установках;

— подводная утечка.

На платформе ЯР-З мгновенный пожар может произойти при двухфазной утечке, попутный газ будет выделяться из флюида и формировать воспламеняемое облако, которое потенциально может вызвать мгновенный пожар. В попутном газе содержится в основном метан.

Рассчитано, что уровень тепловой радиации, который вызывает неизбежные смерти, составляет 37,5 кВт/м и выше. Этот уровень достигается вблизи края «лужи». Таким образом, можно определить, что смертельный район является районом «лужи», и вероятность неизбежных смертей следующая:

Однако считается, что нефтяные лужи развиваются более постепенно, чем газовые струи, и люди могут видеть их и эвакуироваться до воспламенения.

Согласно данному исследованию, при сильном взрыве с избыточным давлением 0,35 бар вероятность взрыва средней и большой утечки равна 5% и 25% соответственно.

Пятая глава посвящена к оценке риска от углеводородных событий и мероприятию по снижению риска.

Все углеводородные события от технологической зоны, стояков, классифицируются по степени влияния на персонал и металлоконструкции. Определены 6 видов событий:

— сильный взрыв;

— пожар в многих модулях;

— распространяющийся пожар в одном модуле;

— средний пожар;

— небольшой пожар;

— не воспламенённая утечка.

В плане влияния на человек, смертельные случаи анализируются на трех этапах:

— моментальная смерть: Происходит в время происхождения авариивоздействие столь быстрое что человек не успевает спастись;

— смерть при спасении от аварии: при воздействии на персонал во время покидания им зоны аварии;

— смерть при эвакуации: при воздействии на персонал жилой зоне или при эвакуации с платформы, зависит от многих факторов и будет анализировать далее.

Расчетный суммарный средний индивидуальный риск от всех видов событий равна и он ниже приемлемого уровня риска (7,4*10″ в год).

Риск ухудшения функции безопасности ниже, чем приемлемый уровень л риска — 10″ /год. В соответствии с результатами, риск от «сильного взрыва» составляет 7,82*10″ 6/год, от «пожара в многих модулях» 5,77*10~6/год и от «распространяющийся пожара в одном модуле» 1,54*10″ 5/год, суммарный.

5 3 риск ухудшения 5,68*10″ /год, что ниже приемлемого уровня риска — 10″ /год.

Мероприятия по сокращению рисков нацелены с одной стороны на снижение частоты аварий, с другой на сокращение последствий от аварий [6, 45].

В главе анализируется насколько возможные модификации и улучшения, снизят величину риска. Это достигается установкой дополнительного оборудования, улучшение состояния производственного оборудования или изменение рабочих процедур.

Мероприятия по сокращению рисков нацелены с одной стороны на снижение частоты аварий, с другой на сокращение последствий от аварий.

Если мероприятие по снижению риска по огневым работам выполнено, то средний индивидуальный риск от аварий в технологической зоне с применением мероприятия составит 2,12 • 10~6, т. е. сокращение риска на 46% относительно исходного риска от технологической зоны (3,93−10~6), а общий индивидуальный риск составит 3,89−10~5, сокращение риска на 5% относительно исходной величины риска (4,07 ¦ 10~5).

Средний индивидуальный риск с защищенным клапаном составит 3,78−10 6, процентное сокращение составит 5% относительно исходного значения 3,93−10−6, а суммарный индивидуальный риск составит 4,05-Ю-3, процентное сокращение на 1% относительно исходного риска (4,07−10~5). Процентное сокращение риска не велико, но данное мероприятие значительно увеличивает возможность локализации аварии и сокращает вероятность эскалации аварийной ситуации.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ.

1. На основе исследований аварий и происшествий, произошедших на морских гидротехнических сооружениях, предложены формулы для расчета частоты утечек из стояка, трубопровода и при выбросе продукции в подводной зоне и в районе фонтанной арматуры. Частоты утечек соответственно 4,69−10″ 4, 2,94−10″ 4, 7,08−10″ 5 и 2,51−10″ 5 в год.

2. Определены средний индивидуальный риск для морских стационарных платформ, составляющий 7,4−10″ 4 в год, приемлемый (10″ 5) и неприемлемый (Ю" 3) уровни риска.

3. Разработаны методы моделирования и оценки риска возможных аварий, на основе которых выполнен количественный анализ риска возможных аварий: от сильного взрыва — 7,82−10″ 6/год, от пожара во многих модулях -5,77−10″ 6/год и от распространяющегося пожара в одном модуле — 1,54−10″ 5/год. Суммарный риск ухудшения функции безопасности составляет 5,68−10″ 5/год.

4. Предложены мероприятия по снижению риска аварий при эксплуатации морских гидротехнических сооружений, позволяющие снизить величину суммарного риска до 1,84−10″ 4/год.