Морские стационарные нефтегазодобывающие платформы характеризует высокий уровень пожарного риска. Даже незначительный инцидент может перерасти в крупномасштабную катастрофу регионального и даже планетарного значения. По статистике, попадающей в официальные, общедоступные источники за период последних 25 лет возгорания на платформах без серьезных последствий случаются с периодичностью 1 раз 6-7 месяцев. Пожары и взрывы, повлекшие гибель людей происходят с периодичностью от 1,5 до 2 лет [1].
Наиболее крупной катастрофой в истории морской нефтедобычи считается взрыв и пожар платформы Deepwater Horizon в 2010 году в Мексиканском заливе, сопровождающийся в дальнейшем выбросом нефти из скважины. Изменение доли спектра отражения солнечного излучения и замедление испарения воды с поверхности океана из-за радужной пленки повлияло на климатообразующее течение Гольфстрим и усилило колебание «маятника» изменения климата на планете [2]. На дне океана до настоящего времени остаются отложения алифатических и ароматических нефтяных углеводородов [3].
Шельфовые нефтегазовые проекты в Арктическом регионе технологически значительно сложнее не только месторождений в теплых широтах, но и при обустройстве месторождений Северного, Норвежского или Охотского морей. Суровые природно-климатические условия требуют высоко затратных, надежных и устойчивых и в тоже время эффективных инженерных решений. При этом технологии освоения нефтегазовых месторождений Арктического шельфа в своем большинстве находятся на стадии разработки и стендовых испытаний. Основной терминологический аппарат практически сформировался и приобрел отличительные черты самостоятельной инженерной области. Нормативная база еще развита слабо и имеет многочисленные пробелы. Вспомогательные системы жизнеобеспечения и устойчивости функционирования, к которым относятся системы противопожаной защиты на платформе, так же не отработаны и отсутствуют общепринятые типовые решения. Тем не менее современные технологии противопожарной защиты для арктических платформ существуют и развиваются параллельно с технологиями разработки месторождений.
Основными инженерными решениями обеспечения пожарной безопасности при проектировании нефтегазовых платформах являются:
1. Зонирование по функциональной пожарной опасности.
2. Деление на отсеки, секции и ограничение емкости хранения добытого сырья;
3. Выделение противопожарными преградами путей эвакуации, безопасных зон, отдельных помещений;
4. Высокая степень автоматизации технологических процессов;
5. Внедрение комплексной системы противопожарной защиты на основе барьеров безопасности [4];
6. Использование способа прокладки трубопроводов по принципу «труба в трубе»;
7. Понижение концентрации кислорода в производственных помещениях, емкостном оборудовании;
8. Применение высокоэффективных автоматических систем пожаротушения и сверхраннего обнаружения возгорания;
9. Применение судов снабжения и обслуживания, оборудованных средствами спасения и системами подачи огнетушащих веществ.
Зонирование по степени пожарной опасности технологических блоков является одним из самых эффективных способов пассивной противопожарной защиты. Наибольшими показателями в части эвакуации и спасения людей обладает схема зонирования, где территориально разнесены производственный и жилой модули на разные платформы. Такая схема широко применяется на континентальной шельфе Каспийского моря (рисунок 1) [5]. Лицензионные участки Арктического шельфа в своем большинстве имеют относительно малые глубины морского дна (до 40 м) и разделение функционально на две платформы вполне экономически оправдано. В пользу данного решения относиться то, что для Арктических морей в настоящее время отработаны и готовы к применению технологические решения для производства и строительства в виде конструкционных островов, гравитационных морских стационарных платформ (МСП). В условиях сплоченности ледового покрова решения для установки МСП мачтового и свайного типов или иные типы платформ для глубин более 50 м представлены только на стадии теоретических расчетов и экспериментальных модельных изысканий.
Рисунок 1. Платформа на месторождении им.Корчагина (слева) и
им. В. Филановского (справа) в Каспийском море [5].
Проведено расчетное сравнение вероятности эвакуации людей – покидания платформы различными средствами спасения для виртуального проекта в Карском море. Вероятность эвакуации при помощи вертолета составляет не более 0,08. При использовании спасательных шлюпок - 0,85 – 0,89 при открытой ото льда воде. Эвакуация на суда обслуживания, базирующиеся в районе платформы возможна с вероятностью до 0,75. Совокупное использование вертолетов, судов обслуживания и спасательных шлюпок повышает вероятность эвакуации до 0,90. При размещении смежно двух платформ – производственной и жилой со вспомогательными помещениями при наличии одной пешеходной галереи вероятность эвакуации составляет 0,98, при наличии двух пешеходных галерей вероятность повышается до 0,99. Анализ вероятности безопасной эвакуации людей проведен при помощи аппарата общего логико-вероятностного метода структурно сложных систем [6].
Особенностью нефтегазовых платформ является присутствие большого количества взрывоопасных помещений и зон. При этом платформы Арктического шельфа в виду суровых природно-климатических условий выполняются закрытыми, с наружными ограждающими конструкциями. Ввиду высокой плотности размещений оборудования и помещений предусматривать для взрывоопасных зон легкосбрасываемые и предохранительные противовзрывные конструкции не всегда возможно. Одним из способов снижения риска возникновения взрыва является заполнение помещений флегматизирующими газами, при этом концентрация кислорода в помещении снижается. Наиболее распространенным в качестве газа флегматизатора является азот. В закрытом технологическом оборудовании, таком как емкости нефти концентрацию азота поддерживают до 95-98%. Пониженную концентрацию кислорода можно поддерживать в помещениях с отсутствием постоянных рабочих мест и пространствах где не требуется в рабочем режиме присутствие людей (рисунок 2). Для взрывоопасных помещений с необходимостью присутствия персонала так же возможно применение газов флегматизаторов.
В основе противопожарной защиты помещений азотными установками пожаротушения лежит принцип понижения и поддержания концентрации кислорода на первом этапе на отметке 15-16% об. Данная концентрация поддерживается в помещении постоянно. Понижение концентрации кислорода в воздухе достигается путем введения в ограниченный объем помещения азота. При этом в помещение могут входить люди для выполнения регламентных мероприятий.
Рис.2 Схема установки азотного пожаротушения.
Работоспособность человека в условиях пониженной концентрации кислорода в воздухе ухудшается и сопоставима по свойствам работе на отметке 2500-3000 м. над уровнем моря. В обычной жизни человек так же сталкивается с кислородным голоданием возникающем, вследствие понижения парциального давления кислорода во вдыхаемом воздухе, например, при полетах на самолете, где концентрация кислорода составляет примерно 16-17% об. В соответствии с рекомендациями медицинских исследований, рекомендуемая продолжительность работы в помещениях с концентрацией кислорода 15-17% об. не должна превышать составляет 4 часов, а при концентрации – 13-15% об. до 2 часов [7].
На втором этапе, при срабатывании газоанализаторов и регистрации утечек взрывоопасных газов, система работает как классическая установка газового пожаротушения: происходит срабатывание системы оповещения, эвакуация людей и по истечению времени задержки подается дополнительное количество азота, понижая концентрацию кислорода до 10-11% об. В создавшихся условиях, возникновение пожара и взрыва, даже при наличии взрывоопасных газов в ограниченном объеме помещения невозможно.
Преимуществами азотных установок предотвращения возгорания являются простота оборудования, экологичность газового огнетушащего состава, возможность получения огнетушащего состава по месту, в прямом смысле из воздуха. Кроме того в нефтегазовой отрасли азот обязателен к применению для выполнения газоопасных и огневых работ для продувки оборудования и трубопроводов. Исходя из особенностей технологических процессов на нефтегазовых платформах, их высокой автоматизации, постоянное присутствие обслуживающего персонала в большинстве производственных помещений не требуется, что позволяет использовать автоматические установки пожаротушения на основе применения флегматизирующих газов.
В целях автоматического пожаротушения на платформах эффективными могут также являться установки парового тушения. Пар относится к локальному по объему средству. Для создания пара требуется небольшое количество воды и, следовательно, при работе установки отсутствует необходимость сбора и утилизации воды применяемой для пожаротушения в условиях низких температур.
Основным средством пожаротушения горючих жидкостей является пена. Важным этапом при проектировании стационарных автоматических установок пенного пожаротушения является выбор структуры системы дозирования пенообразователя. Правила классификации, постройки и оборудования плавучих буровых установок и морских стационарных платформ так же, как и Международный кодекс по системам противопожарной безопасности регламентируют общие принципы проектирования установок пенного пожаротушения. Поскольку пожар на платформе характеризуется высокой скоростью распространения, значительной вероятностью гибели персонала и колоссальными экономическими и экологическими потерям, одним из главных критериев установки пожаротушения являются надежность, эффективность и быстродействие (инерционность).
Для снижения инерционности пожаротушения наиболее подходящей является распределенная структура дозирования пенообразователя. Соответственно устройство для смешения пенообразователя с водой должно находиться как можно ближе к месту возгорания. При распределенной схеме по платформе прокладываются два трубопровода – один заполнен водой, второй значительно меньшего диаметра – пенообразователем. Получение пенораствора и подача его на тушение осуществляется дозирующим устройством в непосредственной близости защищаемого помещения.
Каждая морская платформа имеет в своем составе вертолетную площадку. Пожары воздушных судов на вертолётных площадках характеризуются стремительных развитием. Практика показывает, что критическое время свободного развития аварийной ситуации связанной с пожаром на вертолетной площадке составляет порядка 2 мин. По истечении данного времени, как правило, проводить тушение и спасательные работы уже поздно. Поэтому подача огнетушащего вещества должна начаться как можно быстрее. Документами установлено время подачи огнетушащего вещества не более чем через 60 с [8]. Защита вертолетных площадок предусматривается от стационарных систем пенного пожаротушения [8, 9]. Используют пену низкой кратности или комбинированную пену низкой и средней кратности [8]. Зарубежные нормативные документы предъявляют для защиты вертолетных площадок аналогичные требования, однако имеются некоторые отличия. Согласно NFPA 418 [10] и CAP 437 [11] для тушения вертолетных площадок предусматривают только пену низкой кратности, а в качестве пеногенераторов рекомендуют лафетные стволы, водопенные насадки, либо интегрированные в вертодром дренчерные насадки. Стандарт NORSOK standard S-001 [12] указывает, что применение лафетных стволов должно быть обосновано невозможностью применения дренчерных насадков, интегрированных в вертодром. Документ учитывает стремительное развитие пожара и требует инерционность пуска системы пожаротушения не более 20 секунд [12].
Важнейшим из показателей, виляющим на эффективность систем пожаротушения на платформе является их устойчивость к воздействию ветровым нагрузкам. Пена средней кратности легко сдувается даже при незначительном ветре (1 – 3 м/с) и соответственно не эффективна. Ветер так же оказывает влияние на распыленную струю воды. По данным исследований, при ветре порядка 4,5 м/с дальность струи уменьшается примерно на 40 % за счет сноса капель в раздробленном состоянии [13]. Другим важным аспектом при проектировании вертодромов являются большие геометрические размеры генераторов комбинированной пены или лафетных стволов и необходимость обеспечения зоны FATO (Final Approach and Takeoff area – зона конченого этапа захода на посадку и взлета). Соответственно для тушения пожаров на вертолетных площадках платформ наиболее эффективной является установка насадков, обеспечивающих высокую плотность равномерно распределённого потока пены низкой кратности.
В зарубежной терминологии насадки представленные на рисунке 3 получили название Deck Integrated Fire-Fighting System (DIFFS) или палубные встроенные дренчерные насадки [11, 12].
Рисунок 3. Внешний вид палубных встроенных дренчерных насадков
Насадки устанавливаются по периметру вертодрома заподлицо.
Насадки работают при давлении от 0,4 МПа, что вместе с относительно малым расходом каждого насадка позволяет производить спасательные работы при действующей установке пожаротушения.
Наряду со вплывающими насадками низкой инерционностью и высокой эффективностью обладают универсальные водопенные насадки.
Универсальные водопенные насадки формируют распыленную струю пены низкой кратности при рабочем давлении 0,6-1,0 МПа с несколько большим расходом, нежели палубные встроенные дренчерные насадки. Изделие представляет собой дренчерный ороситель с расширенными характеристиками (регулирование давления, настройка карты орошения) и не требует дистанционного управления.
Наибольшую опасность при пожаре представляет топливо баков вертолетов. Для максимально быстрого удаления пролитого топлива целесообразно использовать конструкцию покрытия площадки в виде просечных листов, как показано на рисунке 5. Под покрытием размещаются лотки для отвода пролитого топлива в аварийную емкость.
Рисунок 4. Конструкция покрытия вертолетной площадки.
Система технического регулирования пожарной безопасности предъявляет так же требования по горючести покрытия площадки, обеспечению путей эвакуации и их количеству, организационно-техническим и режимным мероприятиям, аналогичным для вертодромов на зданиях. Вертолётная техника широко применяется для нефтегазовых проектов в Арктическом регионе. Рассмотренные решения могут быть использованы не только для морских стационарных платформ, но на вертодромах на судах, а так же на кровлях зданий и сооружений на суше.
Приведенные технические решения не являются единственными и безальтернативными. При построении систем противопожарной защиты должен быть применен обоснованный комплексный подход. Существующая принятая парадигма безопасности опасных производственных объектов и сложных инженерных сооружений основывается на так называемом риск-ориентированном подходе или оценке рисков при различных расчетных сценариях. Современный подход к оценке рисков базируется на том, что любая чрезвычайная ситуация произойти может и оценивается, соответственно, вероятность возникновения данного события. Из множества методов оценки рисков и опасностей для нефтегазодобывающих платформ наиболее распространены методы HAZOP (Hazard and operability studies), HAZID (Hazard Identification Study) , SIL (Safety Integrity Level), SWIFT (Structured What-If Techniques), LOPA (Layers of Protection Analysis). Активно внедряются методы анализа дерева неисправностей (отказов) и анализа дерева событий [4, 14], общий логико-вероятностный метод структурно-сложных систем [15]. Однако для Арктических шельфовых платформ, как объекта фактически автономного, принятый подход не является достаточным. Требуются меры, снижающие негативные последствия от чрезвычайных ситуаций (ЧС) и решения обеспечивающие противостояние деструктивному воздействию, сохранение и дальнейшее восстановление свойств объекта при ЧС. Перечисленные характеристики определяются техническим термином «живучесть», основном понятии устойчивого функционирования объектов в близкой к морским стационарным платформам отрасли – судостроении. В жизненном цикле опасных производственных объектов в нефтегазовом деле до настоящего времени не применялось такое важное свойство, как живучесть. Постепенный переход от понятий и применения надежности, оценки и управления риском, обоснования безопасности приводит к дальнейшему эволюционному развитию терминологического и методологического аппарата оценки безопасности.
Применительно к нефтегазовой платформе живучесть - это ликвидация угрозы эскалации инцидента, восстановление основных функций объекта и создание условий для полного восстановления технологического процесса за максимально короткий срок, используя минимальные силы и средства [16].
Литература.
1. Минкин Д.Ю., Мироньчев А.В., Турсенев С.А. Обеспечение пожарной безопасности нефтегазодобывающих платформ Арктического шельфа. // Проблемы управления рисками в техносфере. 2017. №2(42). С.50-57.
2. Першин С.М. Механизм аномального смещения Гольфстрима в 2011 г. // Оптика атмосферы и океана. 2016. Т. 29. № 03. С. 192-199.
3. Persistence and biodegradation of oil at the ocean floor following Deepwater Horizon. Sarah C. Bagby, Christopher M. Reddy, Christoph Aeppli, G. Burch Fishere, and David L. Valentine. [Электронный ресурс]: Proceedings of the National Academy of Sciences of the United States of America. Режим доступа: http://www.pnas.org/content/114/1/E9.full (дата обращения 27.11.2017).
4. Мордвинова А.В., Гордиенко Д.М., Шебеко Ю.Н., Лагозин А.Ю., Некрасов В.П. Барьеры безопасности в управлении пожарным риском для морских стационарных нефтегазодобывающих платформ. // Пожарная безопасность. 2014. №1. С.27-36.
5. Месторождение им. В. Филановского. [Электронный ресурс]: офиц. Сайт компании нефтяной компании Лукойл. Режим доступа: http://www.lukoil.ru/Business/Upstream/KeyProjects/Filanovskyfield (дата обращения: 07.12.2017).
6. Рябинин И.А. Надежность и безопасность структурно-сложных систем. – Спб.:Политехника, 2000. – 248с.
7. Временные методические рекомендации. Медицинские мероприятия по обеспечению безопасности персонала при эксплуатации противопожарной защиты объектов на основе использования газового огнетушащего вещества. – М. НИИИ ВМ МО РФ, 2006г.- 50с.
8. СП 135.13130.2012 Вертодромы. Требования пожарной безопасности.,
9. НД 2-020201-013 Правила классификации, постройки и оборудования плавучих буровых установок (ПБУ) и морских стационарных платформ (МСП).
10. NFPA 418 «Standard for heliports».
11. CAP 437 «Standards for offshore helicopter landing areas».
12. NORSOK standard S-001.
13. Горбань Ю.И. Пожарные роботы и ствольная техника в пожарной автоматике и пожарной охране. – М.: Пожнаука, 2013. – 352 с.
14. Мордвинова А.В., Гордиенко Д.М., Шебеко Ю.Н., Лагозин А.Ю., Некрасов В.П. Пожарная безопасность морских стационарных платформ для добычи нефти и газа на континентальном шельфе. // Инженерная защита. 2015. №4(9). С. 64-72.
15. Нозик А. А., Струков А. В., Можаева И. А. Особенности программной реализации методов количественного анализа риска аварий ОПО на основе логико-вероятностного моделирования // Промышленность и безопасность. 2016. №8 (106). С. 34–37.
16. Харченок Ю.А., Тер-Саркисов Р.М., Калашников П.К. Критерий «живучесть» для технологических платформ на месторождениях арктического шельфа. //Территория нефтегаз. 2016 №12. С.82-86.1. Минкин Д.Ю., Мироньчев А.В., Турсенев С.А. Обеспечение пожарной безопасности нефтегазодобывающих платформ Арктического шельфа. // Проблемы управления рисками в техносфере. 2017. №2(42). С.50-57.
