В статье рассмотрен анализ надежности системы подводного многофазного трубопровода, определены основные риски, с которыми возможно столкнуться в течение времени эксплуатации объекта. Для каждого риска приведены соответствующие меры их предотвращения, выявленные с помощью метода «галстук-бабочка». В результате анализа определены основные последствия от разгерметизации трубопровода.
Разработка и освоение морских месторождений непосредственно связаны с развитием морских трубопроводных систем. Магистральные морские трубопроводы используются непрерывно в течение длительного периода эксплуатации, и выход из строя их линейной части может быть связан с большими экономическими потерями, серьезными технологическими и экологическими последствиями. Поэтому повышение надежности подводных трубопроводов становится актуальной проблемой на всех этапах: проектирования, сооружения и эксплуатации трубопроводных систем.
Среднестатистическая частота аварий на морских подводных трубопроводах составляет 0,3–0,4 аварий/год на 1000 км. Основными причинами аварий (рис. 1) являются коррозия металла труб (50 %), механические повреждения в результате воздействия якорей, траловых досок, вспомогательных судов и строительных барж (20 %), повреждения, вызванные штормами, размывами дна (12 %) [3, 5].
Существует множество методов анализа надежности и риска технологических систем. В таблице 1 приведены сведения об основных из них, даны их краткие характеристики согласно ГОСТ Р 51901.1-2002* и ГОСТ Р 51901.5-2005 [1, 2].
В таблицу не включены методы, которые согласно ГОСТ Р 51901.5-2005 не являются самостоятельными, «… так как они являются модификацией упомянутых в таблице методов анализа надежности».
Широкое распространение в настоящее время получил метод оценки рисков «галстук-бабочка», являющийся комбинацией двух методов: анализа дерева неисправностей и анализа дерева событий. Анализ рисков методом «галстук-бабочка» – схематический способ описания и пути развития опасного события от причин до последствий. Диаграмма «галстук-бабочка» (рис. 2) представляет собой визуальное отображение рисков, с которыми возможно столкнуться в течение времени эксплуатации объекта, и последствий, в случае если мы допустим то или иное неблагоприятное событие. Также диаграмма определяет необходимые барьеры, предотвращающие или ограничивающие последствия крупной аварии [7].
Проведем анализ рисков многофазного подводного трубопровода, расположенного в акватории Охотского моря и построенного в рамках проекта Сахалин-2, методом «галстук-бабочка».
Функцией системы многофазного трубопровода является транспортировка природного газа и конденсата с платформы Лунская-А (ЛУН-А) на объединенный береговой технологический комплекс (ОБТК) (рис. 3).
Многофазный продукт, поставляемый с платформы ЛУН-А, поступает на берег через полосу отвода берегового примыкания ОБТК. Два 762-мм морских многофазных трубопровода, идущих с платформы ЛУН-А, имеют длину 13,5 км до места входа на берег и 7,5 км от берега до камер приема/пуска скребков на ОБТК.
Система многофазных трубопроводов подразделяется на следующие секции:
-два 762-мм (30′′) морских многофазных магистральных трубопровода, идущих с платформы ЛУН-А на береговое примыкание;
-два 762-мм (30′′) береговых многофазных магистральных трубопровода, идущих с берегового примыкания на ОБТК;
-один 114-мм (4,5′′) береговой/морской магистральный трубопровод для моноэтиленгликоля (МЭГ), идущий с ОБТК на платформу ЛУН-А [6].
Примером неблагоприятного события для исследуемого подводного трубопровода может стать его разгерметизация. Главную опасность представляют газ и конденсат, находящиеся в трубопроводе под давлением.
В результате анализа определены следующие угрозы, которые могут привести к разгерметизации трубопровода (рис. 4):
1. Внешняя коррозия;
2. Внутренняя коррозия. Содержание в транспортируемой продукции диоксида углерода и воды говорит о том, что данный трубопровод подвержен внутренней коррозии;
3. Механические повреждения. Сброс судовых якорей в зоне прохождения подводного трубопровода может привести к внешнему повреждению трубопровода и, как следствие, к его разрушению;
4. Землетрясение. По сейсмическому районированию территории России шельф Сахалина классифицируется как сейсмоопасная зона. Район прохождения трассы трубопроводов относится к 9-балльной зоне интенсивности сейсмических воздействий [4];
5. Ледовое воздействие. Наличие таких ледовых образований, как стамухи, торосы, в зоне расположения трубопровода может привести к повреждению трубопровода;
6. Внутренняя эрозия. Наличие в составе транспортируемого продукта песка может привести к разрушению внутренних стенок трубопровода;
7. Превышение уровня давления. Незапланированное повышение внутреннего давления может привести к разрыву стенки трубопровода;
8. Ошибки, допущенные при проведении инспекции и очистки с помощью снаряда. Данные ошибки могут привести к повреждению внутренней поверхности трубопровода, а также к застреванию снаряда внутри трубы;
9. Ошибки, допущенные при проведении технического обслуживания;
10. Скрытые дефекты материала / сварных швов.
Для каждой из угроз определим соответствующие барьеры, которые могли бы предотвратить происхождение главного неблагоприятного события (табл. 2).
При наличии всех барьеров подводный трубопровод не застрахован от главного неблагоприятного события, так как ни один из этих барьеров не способен обеспечить 100%-ную защиту трубопровода от существующих угроз. Поэтому встает вопрос о необходимости наличия мер по снижению последствий в случае главного события, т.е. разгерметизации подводного трубопровода.
Выброс из трубопровода может привести к образованию облака топливовоздушной смеси и последующему замедленному воспламенению, вспышке облака топливовоздушной смеси с образованием горящего факела или пожару на поверхности моря. В случае выбросов из подводного трубопровода рядом с платформой возникает риск воспламенения, которое перерастает в быстро распространяющийся пожар пролива (по типу горящего факела). Установлено, что пожары среднего и крупного масштаба могут повредить одну или несколько опор основания платформы. Выброс многофазной углеводородной среды может нанести серьезный ущерб окружающей среде и привести к потере продукции вследствие блокировки канала экспорта в период устранения последствий.
Правая сторона диаграммы «галстук-бабочка» предусматривает барьеры, которые могут быть названы как меры восстановления. Определены следующие возможные барьеры для предотвращения неконтролируемого выброса углеводородов, пожара или взрыва, воздействия на окружающую среду:
во-первых, применение системы обнаружения утечек, которая может определить утечку в размере 2 % от общего расхода углеводорода в трубопроводе;
во-вторых, аварийная остановка: сброс давления через факельную систему морской добывающей платформы, ОБТК;
в-третьих, размещение и применение эффективных систем (установок, средств) предупреждения и тушения пожаров;
в-четвертых, разработка плана ликвидации утечки;
в-пятых, разработка плана ликвидации аварии.
Процедуры анализа риска, осуществляемые на этапе проектирования, дают возможность оценить уровень безопасности объектов нефтегазовых месторождений. Результаты анализа риска позволяют планировать и осуществлять организационные и технические меры обеспечения безопасности и снижения возможности возникновения аварийных ситуаций и ущерба от них.
Литература
1. ГОСТ Р 51901.1-2002*. Менеджмент риска. Анализ риска технологических систем. – М.: ИПК Издательство стандартов, 2002.
2. ГОСТ Р 51901.5-2005 (МЭК 60300-3-1:2003). Менеджмент риска. Руководство по применению методов анализа надежности». – М.: Стандартинформ, 2005.
3. НД 2-090601-007. Рекомендации по проектированию, постройке и эксплуатации морских подводных трубопроводов (2020) – СПб.: Российский морской регистр судоходства, 2020. – 99 с.
4. СП 14.13330.2018. Строительство в сейсмических районах. Актуализированная редакция СНиП II-7-81* (с изменением № 1). – М.: Стандартинформ, 2018.
5. Самусева Е.А. Анализ опасности морских трубопроводов для количественной оценки риска аварий. – М.: ЗАО «НТЦ Исследований промышленной безопасности», 2011.
6. Транссахалинская трубопроводная система. Сахалин Энерджи Инвестмент Компани ЛТД [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.sakhalinenergy.ru/ru/company/assets/pipelines/. – Дата обращения: 31.10.2021.
7. A. de Ruijter, F. Guldenmund. The bowtie method: A review // Safety Science. – 2016. – Vol. 88, pp. 211–218.
