Морские трубопроводы на шельфе Арктики: идентификация опасностей и барьеры безопасности

В данной работе произведена идентификация основных инициирующих факторов, способных оказать негативное воздействие на эксплуатацию морского трубопровода в условиях арктического шельфа, и выполнен анализ существующих методов по снижению или устранению их влияния.

Начало освоения углеводородных ресурсов арктического шельфа выявило ряд новых проблем, связанных с влиянием арктических факторов на надежность и безопасность выполнения работ на всех этапах освоения нефтегазовых месторождений в этом регионе Мирового океана. Одной из таких проблем является обеспечение надежного и безопасного транспорта углеводородов от объектов добычи до мест их полной подготовки для поставки потребителям.

Распределение разрушений морских трубопроводов в зависимости от вызвавших их причин представлено на рис. 1 [12]. При этом, согласно данным [3], приведенным на рис. 2, до 80 % отказов приходится на этап эксплуатации трубопровода, т.е. на период, когда по нему осуществляется перекачка и отказ может сопровождаться утечкой углеводородов. Нарушение герметичности морского трубопровода ведет не только к потерям перекачиваемого продукта, но и к загрязнению окружающей среды, а также к еще более катастрофическим последствиям при возгорании или взрыве утекших углеводородов.

Техническое состояние арктических трубопроводов определяется влиянием различных природных и техногенных факторов как общих для всех акваторий Мирового океана, так и специфических, обусловленных особыми условиями Арктики. Важно также отметить, что в отличие от сухопутных трубопроводных систем морские трубопроводы в Арктике могут быть недоступны для технического обслуживания, ремонта и устранения аварийных ситуаций в течение всего ледового периода, длительность которого достигает 9 месяцев в морях Восточной Арктики.

В статье проведен анализ природных и техногенных факторов, которые могут оказывать негативное влияние на работоспособность и техническое состояние подводных промысловых трубопроводов при эксплуатации на арктическом шельфе. Определены мероприятия, направленные на предотвращение или снижение их влияния на безопасность таких трубопроводных систем. Данные мероприятия рассматриваются как барьеры безопасности [6], которые могут быть техническими (особенности конструкции, материала и т.д.), организационно-техническими (технологический режим, периодическое проведение технологических операций и т.д.) или организационно-управленческими (системное проведение мониторинга, диагностики и т.д.).

Природные факторы

Взаимодействие с грунтом

Грунты морского дна выступают в качестве основания для подводных трубопроводов, а также могут служить балластировкой при прокладке в траншее с обратной засыпкой. Изменение их состояния приводит к смене пространственного положения морского трубопровода, которое в зависимости от конкретных условий проявляется в виде всплытия, погружения в грунт, образования безопорных участков (провисов), отклонения от первоначальной трассы в горизонтальной плоскости. Следствием перечисленных процессов является возникновение дополнительных напряжений от изгиба в стенке трубы, а при наиболее неблагоприятном развитии – дефекты геометрии (вмятины, гофры, овальности).

Нарушение структуры грунтов морского дна может быть вызвано различными причинами, в зависимости от природы которых должны быть определены соответствующие защитные меры, обеспечивающие безопасность эксплуатации морского трубопровода (табл. 1) [5, 11, 15, 20].

Влияние водной среды

Гидрометеорологические факторы могут оказывать воздействие на морской трубопровод через нарушение структуры морского дна (дополнительно к факторам, перечисленным в предыдущем разделе), движение ледовых образований, формирование ледяной корки вокруг трубы или непосредственно через динамику волн и течений (табл. 2) [2, 8, 17, 19, 20].

Наиболее значительное влияние на глубинах до 50–60 м оказывает дрейф торосов и айсбергов, активизирующий процесс ледовой экзарации – «пропахивания» дна. Контакт киля ледового образования с морским трубопроводом может привести к значительным деформациям и отклонению от первоначального положения. Также необходимо понимать, что даже при отсутствии непосредственного контакта нагрузка может передаваться на трубопровод через сжимаемый грунт засыпки [16]. Потенциальное воздействие ледовой экзарации на морской трубопровод является очень значительным, поэтому зачастую данный фактор является основным, по которому осуществляется проектирование защиты и прочностных свойств арктического трубопровода.

Техногенные факторы

Коррозия

Коррозионное разрушение металла является одной из основных причин эксплуатационных отказов в технике. Не являются исключением и морские трубопроводы, на которые оказывает влияние внутренняя и наружная коррозия.

Внутренняя коррозия морских трубопроводов обусловлена химическим взаимодействием металла труб с агрессивными компонентами перекачиваемой продукции. В результате этого взаимодействия происходит потеря металла, которая приводит к общему утонению стенки (при поверхностной коррозии) или образованию свищей (при точечной коррозии). Механизм наружной коррозии отличается тем, что в качестве агрессивной среды выступает морская вода, а также организмы при биологическом обрастании трубопровода.

Скорость описанных процессов бывает различной, и при неблагоприятных условиях коррозия может стать причиной нарушения герметичности трубопровода до окончания периода его эксплуатации. На воспрепятствование столь негативному развитию событий могут быть направлены решения, перечисленные в табл. 3 [7, 9].

Разрушение материала и оборудования

Отказы, связанные с разрушением материала и оборудования морского трубопровода, могут происходить как из-за повреждений, возникших во время эксплуатации, так и быть следствием развития строительных или производственных дефектов, которые не были выявлены до запуска объекта в эксплуатацию (табл. 4). Запорная арматура и другое оборудование, устанавливаемые на подводной части морского трубопровода, при недостаточном качестве исполнения также могут быть источниками локальных утечек перекачиваемого продукта [13].

Нарушение режимов эксплуатации

Нарушения технологического режима перекачки могут стать причиной интенсификации процессов разрушения материала стенок труб, а также вызвать повышение внутреннего давления среды. Это приводит к росту напряжений в стенке трубы, что может спровоцировать неконтролируемое развитие уже существующих производственных, строительных или эксплуатационных дефектов. Конкретные факторы, приводящие при неправильной эксплуатации к неконтролируемому росту внутреннего давления в трубопроводе, зависят от характера перекачиваемой среды (табл. 5) [1, 4, 10, 18].

Случайные воздействия

Основными источниками механических повреждений морских трубопроводов являются случайные воздействия при осуществлении хозяйственной деятельности (судоходства, рыболовства) в охранной зоне трубопровода.

Осуществление морских операций вблизи трассы морского трубопровода может являться причиной ударных нагрузок от падения различных предметов, столкновений с траловыми досками, которые способны вызвать дефекты геометрии (вмятина, овальность), поверхностные дефекты (риски, задиры), а также повреждения внешнего защитного покрытия, балластировки и т.д. При зацеплении трубопровода тралом или якорем возможно его отклонение от первоначальной трассы, что приводит к возникновению дополнительных напряжений от изгиба. Поэтому контроль за соблюдением запрета на постановку на якорь и сброс рыболовецких тралов в охранной зоне является неотъемлемой частью системы обеспечения безопасности морского трубопровода.

Технические барьеры безопасности для защиты морского трубопровода от механических повреждений являются одинаковыми независимо от источников, их инициирующих, и уже были описаны в разделе о воздействии ледовой экзарации.

Обнаружение и устранение дефектов и отказов

Оперативной мерой реагирования на обнаружение критических дефектов морского трубопровода может являться снижение внутреннего давления до безопасного уровня. Но при таком решении не обеспечивается заданная производительность трубопровода, поэтому оно может носить лишь временный характер до устранения дефекта одним из методов постоянного ремонта, к которым относятся: санация трубопровода с помощью полимерных рукавов, вырезка катушки, установка ремонтной муфты, установка хомута, шлифовка, заварка [13]. Ремонт осуществляется с подъемом трубопровода на судно или непосредственно на морском дне со спуском водолазов или дистанционно с применением телеуправляемых подводных аппаратов.

В случае если дефект не удалось вовремя обнаружить и устранить, и его развитие привело к отказу, связанному с нарушением герметичности трубопровода, от скорости выявления, локализации и устранения последствий утечки будет существенно зависеть уровень ущерба, нанесенный окружающей среде, и степень опасности, которой подвергнется персонал технологической платформы. Особую опасность для Арктического региона представляет разлив нефти в ледовый период, когда какие-либо операции по ликвидации аварий в их классическом понимании невозможны.

Одной из особенностей эксплуатации морских трубопроводов является сложность визуального обнаружения утечек на подводном участке. Применение систем контроля утечек, основанных на акустических, оптоволоконных, сенсорных и флуоресцентных методах, а также дифференциальном методе сведения баланса расходов, позволяет на ранней стадии выявить нарушение герметичности трубопровода и оперативно предпринять меры по локализации и ликвидации последствий аварии.

После обнаружения утечки дальнейшие действия должны производиться в соответствии с заранее утвержденным планом ликвидации последствий аварий, включающим указания по отключению поврежденного участка от подачи перекачиваемой среды (при больших утечках отсечение может происходить автоматически), организации ремонтных работ, сбору и утилизации продукта. Успех операции по ликвидации аварийного разлива в значительной мере зависит от степени готовности соответствующих сил и средств и профессионального уровня специалистов, отвечающих за организацию процесса. Данный барьер безопасности является последним на пути развития опасной ситуации, и от его эффективности зависит, будет ли иметь отказ катастрофические последствия или нет.

Как уже отмечалось, при эксплуатации трубопровода в ледовый период проведение каких- либо ремонтно-восстановительных работ по его трассе крайне ограничено. Поэтому возникшие в этот период дефекты и нарушения технологического режима из-за запроектных (экстремальных) нагрузок от воздействия перечисленных выше инициирующих факторов не могут быть устранены путем оперативного проведения ремонтно-восстановительных работ по аналогии с сухопутными месторождениями. В этом случае важно оценить возможность продления эксплуатации трубопровода до завершения ледового периода с учетом эффективности используемых барьеров безопасности. Фактически необходимо ответить на вопрос: достаточно ли действующих барьеров безопасности для локализации дефекта или отклонения от режима эксплуатации и предотвращения их перерастания в глобальную аварию? В последние годы для оценки поведения технических систем в условиях экстремальных воздействий различных инициирующих факторов, которые приводят к возникновению аварийных ситуаций, используют понятие живучести [14].

Вследствие высокого уровня неопределенности, связанной с типом и интенсивностью возможных экстремальных воздействий и вызываемых ими повреждений, а также способностью трубопровода «сопротивляться» повреждениям, мера живучести должна быть вероятностной, то есть определяться вероятностью сохранения трубопроводом заданных функциональных свойств φ при экстремальных воздействиях A_i [14]:

В зависимости от интенсивности инициирующих факторов и эффективности работы систем обеспечения живучести (барьеров безопасности), трубопровод после воздействия инициирующего фактора в конечном счете может перейти в одно из возможных состояний (табл. 6).

Таким образом, данная характеристика трубопровода позволяет оценить его возможность противостоять экстремальным воздействиям, сохраняя при этом свою работоспособность в определенных пределах. Такой подход к оценке состояния подводного трубопровода, расположенного в акватории замерзающего моря, позволит более полно оценить его степень безопасности с учетом технического состояния, выбранных режимов эксплуатации, наличия инициирующих факторов и используемых барьеров безопасности.

Заключение

К настоящему времени в мире накоплен значительный опыт эксплуатации подводных трубопроводов. Большая часть этого опыта относится к трубопроводам, проложенным в незамерзающих акваториях Мирового океана. Его анализ показывает, что с учетом разработанных и внедренных барьеров безопасности, интенсивность аварий на морских трубопроводах постоянно сокращалась.

Начало эксплуатации трубопроводных систем на субарктическом и арктическом шельфах примерно на четверть расширило перечень инициирующих факторов, воздействию которых может быть подвержен морской трубопровод. Все выявленные факторы являются значимыми и могут стать причинами инцидентов и аварий. Также отмечено, что отличительной особенностью арктических морских трубопроводов является их почти полная автономность в ледовый период, когда невозможно реализовать оперативные мероприятия по ремонту или техническому обслуживанию.

Это накладывает особую ответственность на этап проектирования, на котором с учетом всех возможных инициирующих факторов должны быть определены эффективные барьеры безопасности, позволяющие обеспечить не только высокий уровень надежности трубопроводных систем, но и их живучесть [14], т.е. сохранение способности безопасно функционировать в условиях запроектных нагрузок. Учитывая случайный характер данных воздействий, целесообразно применять, наряду с детерминированными, и вероятностные методы анализа безопасности морских трубопроводов. Они позволяют производить углубленное качественное и количественное исследование живучести трубопроводных систем с учетом их внутренних свойств и параметров окружающей среды, выявлять факторы, вносящие наибольший вклад в вероятность развития аварии, а также выполнять сравнение различных возможностей по уменьшению риска возникновения аварийных ситуаций.

Литература

1. Ахмадеев А.Г. Технологии очистки морских подводных трубопроводов при отсутствии возможности применения очистных устройств / А.Г. Ахмадеев, Т.К. Шон, Ф.Т. Винь // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 124–127.

2. Вальдман Н.А. Анализ риска и обеспечение безопасности при проведении морских операций и работ на шельфе / Н.А. Вальдман, Н.В. Жарких, Н.Л. Маляренко, Д.М. Яковлев. – СПб.: ФГУП «Крыловский государственный научный центр», 2018. – 258 с.

3. Васильев Г.Г. Проблемы выбора методики оценки рисков при инвестиционном проектировании морских трубопроводов / Г.Г. Васильев, Ю.А. Горяинов, А.Н. Лаврентьева // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 9. – С. 108–110.

4. Воронков О. Оценка усталостной прочности подводных выкидных трубопроводов / О. Воронков, А. Мюллер, А. Ред, С. Гудвин // Offshore [Russia]. – 2015. – № 1 (7). – С. 64–68.

5. Голубин С.И. Оценка геологических опасностей при эксплуатационном мониторинге объектов морских месторождений шельфа острова Сахалин / С.И. Голубин, К.Н. Савельев, А.И. Новиков // Газовая промышленность. – 2019. – № S1 (782). – С. 30–35.

6. Жуков И.С. Барьеры безопасности: понятие, классификация, концепции / И.С. Жуков // Журнал Безопасность Труда в Промышленности. – 2017. – № 5. – С. 49–56.

7. Запевалов Д.Н. Оценка коррозионных условий и решений по защите морских объектов от внутренней коррозии / Д.Н. Запевалов, Р.К. Вагапов, Р.А. Мельситдинова // Научно-технический сборник Вести газовой науки. – 2018. – № 4 (36). – С. 79–86.

8. Захаров А.А. Оценка устойчивости магистрального газопровода на участке подводного перехода через Байдарацкую губу при отрицательных температурах транспортируемого газа / А.А. Захаров, А.В. Крюков, С.Н. Булдович, В.З. Хилимонюк // Газовая промышленность. – 2014. – № 11 (714). – С. 95–100.

9. Кулиев М.М. Методика расчета защиты от коррозии магистральных морских подводных трубопроводов с использованием браслетных гальванических анодов / М.М. Кулиев, В.А. Салманлы // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. – 2010. – № 10. – С. 15–19.

10. Лаптева Т.И. Моделирование переходных процессов, происходящих в морском трубопроводе при перекачке углеводородов / Т.И. Лаптева // Экспозиция Нефть Газ. – 2016. – № 4 (50). – С. 62–66.

11. Лаптева Т.И. Устойчивость морских трубопроводов, находящихся в донных грунтах, подверженных явлению разжижения / Т.И. Лаптева, М.Н. Мансуров, Д.Х. Чумарин, Л.А. Копаева // Газовая промышленность. – 2011. – № S (661). – С. 98–101.

12. Лисанов М.В. Аварийноть на морских нефтегазовых объектах / М.В. Лисанов, С.И. Сумской, А.В. Савина, Е.А. Самусева // Oil and gas journal Russia. – 2010. – № 5 (39). – С. 48–53.

13. Мансуров М.Н. Проблемы надежности и ремонта морских подводных трубопроводов для транспорта нефти и газа при освоении континентального шельфа / М.Н. Мансуров, Т.И. Лаптева // Территория «Нефтегаз». – 2013. – № 6. – С. 72–80.

14. Махутов Н.А. Оценка живучести сложных технических систем / Н.А. Махутов, Д.О. Резников, В.П. Петров, В.И. Куксова // Проблемы безопасности и чрезвычайных ситуаций. – 2009. – № 3. – С. 47–66.

15. Миронюк С.Г. Геологические опасности осваиваемых месторождений восточного шельфа о. Сахалин: идентификация и принципы картографирования / С.Г. Миронюк // Научно-технический сборник Вести газовой науки. – 2015. – № 2 (22). – С. 113–117.

16. Наумов М.А. Параметрический анализ воздействия ледовой экзарации на заглубленный трубопровод / М.А. Наумов // Научно-технический сборник Вести газовой науки. – 2013. – № 3 (14). – С. 141–149.

17. Онищенко Д.А. Вероятностный подход к оценке интенсивности ледовой экзарации в районе трасс морских трубопроводов / Д.А. Онищенко // Научно-технический сборник Вести газовой науки. – 2013. – № 3 (14). – С. 150–157.

18. Сулейманов В.А. Определение области безопасной эксплуатации при транспортировке многофазного флюида по протяженному морскому трубопроводу / В.А. Сулейманов, Н.А. Бузников // Научно-технический сборник Вести газовой науки. – 2018. – № 2 (34). – С. 44–50.

19. Харченко Ю.А. Освоение нефтегазовых месторождений континентального шельфа: Часть 2: Безопасность и риски при эксплуатации месторождений в Арктике / Ю.А. Харченко, А.С. Оганов, Е.В. Богатырева: Учебное пособие. – М.: Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2018. – 296 с.