автореферат диссертации по машиностроению и машиноведению, 05.02.22, диссертация на тему:Техногенная безопасность объектов нефтегазового комплекса

п-4 дг

609

Международный межакадемический союз

На правах рукописи

Садомцев Алексей Анатольевич

ТЕХНОГЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА

Специальность : 05.02.22 — Организация производства

Диссертация

на соискание ученой степени кандидата технических наук в форме научного доклада

Москва 2011г.

Работа выполнена в ООО « ЛСМ - Механизация »

Официальные оппоненты доктор технических наук, профессор

Спиридонов Эрнст Серафимович доктор технических наук Миронов Леонид Алексеевич

Защита состоится года на заседании диссертационного совета

Д.06.024.МАИ 032 Высшей Межакадемической аттестационной комиссии.

С диссертацией в форме научного доклада можно ознакомиться в диссертационном совете Д.06.024. МАИ 032

Автореферат разослан 3 июня 2011г.

/?

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук, профессор

российская государственная

винотека ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.

Устойчивое функционирование нефтегазового комплекса (НТК) России является необходимым условием стабилизации и развития экономики, обеспечения целостности и обороноспособности страны. Общая длина магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов, газопроводов страны достигает 230 тысяч километров. По трубопроводам транспортируется 100% добываемого газа, 95% нефти и около 30% продукции нефтепереработки. Наряду с этим, трубопроводный транспорт жидких и газообразных углеводородов при авариях представляет большую угрозу населению, инженерным сооружениям и всем компонентам окружающей природной среды. Основные фонды магистральных трубопроводов (линейная часть, резервуары, насосы) стареют и деградируют. В среднем около 70% (по протяженности) трубопроводов имеют срок службы более 20 лет.

По данным на 1998 год 29% нефтепроводов эксплуатируются от 20 до 30 лет, 26% - более 30 лет. Средний возраст газопроводов России - 16 лет, 30% эксплуатируется более 20 лет и 40 тыс. км. выработали свой расчетный ресурс (33 года), а 2,5% газопроводов уже служат более 40 лет.

Продлить срок эффективной и безопасной эксплуатации трубопроводных систем - важнейшая государственная задача.

На сегодняшний день на "коррозионные дефекты" приходится 31% от общего числа отказов на магистральных трубопроводах России. Аварии на трубопроводах особенно подводных характеризуются значительными экономическими и экологическими потерями.

Трубопроводы России эксплуатируются в неблагоприятных природно-климатических условиях. Это обстоятельство усложняет проведение диагностики состояния труб. Частая диагностика «внутритрубными снарядами» является дорогостоящей процедурой, 60% газопроводов не приспособлено к проведению внутритрубной диагностики (неравнопроходная запорная арматура и т.д.). По данным РАО "Газпром" в срочном обследовании нуждаются не менее 30% всех эксплуатируемых труб.

В настоящее время в нефтегазовом комплексе России находится в эксплуатации свыше 1000 резервуаров для содержания нефти и нефтепродуктов суммарной емкостью около 19 млн.мЗ (соответственно, 14 и 5 млн. мЗ). По конструкции основная часть из них - вертикальные стальные резервуары вместимостью 5, 10, 20, 50 и 100 тыс. мЗ, расположенные на нефтеперекачивающих станциях. В ремонте постоянно находится около 20 % всех резервуаров. По имеющимся данным 70 % существующих стальных вертикальных резервуаров эксплуатируются более 20 лет, более 10 % из них -свыше 30 лет. В настоящее время основанием для демонтажа резервуара являются лишь результаты диагностического обследования - приборного и расчетного (например, при определении напряженно - деформированного состояния резервуара и его конструкций).

В основных положениях Экономической стратегии РФ на период до 2020 года особое внимание уделяется вопросам энергетической безопасности России, определяемой как состояние защищенности страны, ее граждан, общества, государства, обслуживающей их экономики от угроз природно-техногенного характера и надежного топливно-энергетического обеспечения.

Разведанные запасы нефти в России в настоящее время составляют не менее 25 млрд. тонн, а газа 47,8 трлн. м3, а уровень добычи - 460 млн. тонн нефти и 632,8 млрд. м3 газа в год. К 2020 году планируется рост добычи нефти до 600 млн. тонн,а газа до 800 млрд. м3. Новыми районами добычи станут-Восточная Сибирь, Ямал, шельф Баренцового , Охотского и Каспийского морей регионы со сложнейшими природно-климатическими и геологическими условия и уникальными, крайне чувствительными к внещним воздействиям экосистемами. Для работы в этих регионах потребуются совершенно новые технологии и принципы организации управления работой создаваемых комплексов НТК. В контексте безопасности НТК страны особое внимание вызывает фактор ресурсо- и энергосбережения. В условиях мирового топливно-энергетического кризиса ежегодные потери нефтегазовых ресурсов в масштабах страны все еще остаются недопустимо высокими и составляют:

> по газу 7,0 - 8,2%;

> по нефти 1,5 - 2,3% от общего объема добычи.

Не менее актуальными вопросами обеспечения безопасности объектов НТК , являются вопросы обеспечения их нормативной долговечности.

Изношенность основных фондов магистральных газопроводов , которая оценивается в 56%, и средний возраст газопроводов, превышающий 24 года, отрицательно сказываются на надежности их эксплуатации. Средний уровень приведенной аварийности (число аварий на 1 тыс. км в год) на объектах дальнего транспорта природного газа снизился в последние годы и составил 0,18, что обусловлено большим объемом работ по диагностике и ремонту, а также уменьшением рабочего давления на некоторых участках.

Общая протяженность магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопро-водов ОАО «АК «Транснефть» - порядка 70 тыс. км со средним диаметром 800 мм. Благодаря проведению технической диагностики всей протяженности линейной части МН и своевременному ремонту аварийность на магистральных нефтепроводах снизилась до величины 0,04 на 1 тыс. км в год , что является на сегодняшний день лучшим результатом в мире.

Пример распределения среднего срока службы существующих нефтепромысловых месторождений и их коммуникаций, также являющимися сложными объектами НТК, показывает, что более 50% трубопроводов систем сбора нефти и 60% оборудования систем поддержания пластового давления не дорабатывают до срока амортизации. При этом средние значения сроков службы технологических емкостей НТК до первого ремонта составляют 9-12 лет; а водоводов сточных вод 5-6 лет. Как известно, сроки разработки крупных нефтяных месторождений составляют 50 лет и более. За время

разработки ,например, Ромашкинского месторождения пробурено 40 тыс. скважин, построено 5 установок комплексной подготовки нефти ; в эксплуатации находится 2110 групповых замерных установок , 183 дожимных насосных станций более 50 тыс. км трубопроводов в системе сбора и подготовки нефти.

В системе поддержания пластового давления пробурено 8 тыс. нагнетательных скважин, построено 304 тыс. кустовых насосных станций и 18 тыс.км водоводов. В эксплуатации металлофонда только одного этого месторождения находится 1204 технологические емкости общим объемом 1,87 млн. м3, которые подвергаются постоянному коррозионному разрушению в условиях контакта с агрессивными компонентами продукции поступающей со скважин, сточными водами, а также загрязненными атмосферным воздухом и почвой , причем максимальная скорость коррозии металлооборудования на нефтепромыслах может достигать 1,7-2,1 мм/год в зависимости от агрессивности среды и существующих эксплуатационных условий. В настоящее время девонские пласты Ромашкинского месторождения находятся на поздней стадии разработки, а объем добычи нефти достиг почти 2,7 млрд.тонн, что составляет более 95 % запланированных начальных извлекаемых запасов нефти. Специалистами прогнозируется, что разработка Ромашкинского месторождения будет продолжаться до 2050 года.

В этих условиях, при ограниченных сроках службы скважин, коммуникаций, наземных сооружений исключительно важной становится проблема обеспечения безопасности дальнейшей эксплуатации существующих месторождений, как объектов НТК, охраны окружающей среды от загрязнений и утилизации большого количества агрессивных сточных вод поступающих с нефтяных промыслов.

Крайне актуальными для , НГК страны являются вопросы необходимости уменьшения отрицательного воздействия на окружающую среду и здоровье населения так как на долю нефтегазового комплекса приходится 17,2% всех выбросов вредных веществ в атмосферу, 2,8% сбросов загрязненных сточных вод и более 12 тысяч гектаров ежегодно антропогенно нарушаемых природных территорий.

Аварии на объектах НГК происходят не только в России , но и во многих промышленно развитых странах. Исследования причин аварий нефтегазового комплекса США показали , что в 1988-1998 годах на трубопроводах США произошло 39 пожаров, 13 взрывов с 6-ю смертельными случаями и 26-ю ранениями персонала, при этом 350 тысяч литров аварийных разливов нефти и нефтепродуктов попали в окружающую среду. Несмотря на принятые в США усилия за последние 16 лет не удалось добиться принципиального улучшения с аварийностью трубопроводов и аварии на протяженных трубопроводах длиной 1600 км и более продолжают происходить ежегодно. Всё это, по мнению, специалистов США, вынуждает смириться с мыслью о неизбежности некоторого числа аварий и их риска и требует решения главной задачи минимизации технологического, экономического и экологического ущерба с обеспечением безопасной эксплуатации трубопроводов. Пример, катастрофы в США в 2010г. с разливом нефти в Мексиканском заливе - яркое тому

подтверждение.

Анализ существующих методологий оценки безопасности опасных производственных объектов НТК показал , что до настоящего время отсутствуют результативные методологии общей оценки и прогноза реальных антропогенных изменений и экстремальных техногенных ситуаций на ОПО, представляющих реальную опасность для населения и среды обитания всех популяций биосферы. При этом безопасность объектов НТК должна рассматриваться как динамическая функция описывающая состояние защищенности населения, объектов народного хозяйства и окружающей природной среды регионов размещения объектов НТК от всех видов опасностей нештатного техногенного и природного характера (отказы, аварии, техногенные и природные катастрофы, изменения климата, угрозы терроризма).

На сегодняшний день в нефтегазовой отрасли не существует приемлемых для практического применения методик, которые позволили бы для конкретного предприятия оценить уровень его безопасности, определить и обосновать с экономической и экологической точки зрения рекомендации, позволяющие осуществить переход от существующего уровня безопасности к нормируемому. Основную задачу по обеспечению безопасности нефтегазового комплекса страны можно сформулировать следующим образом: разработать методические организационные и технические рекомендации позволяющие с минимальными экономическими затратами осуществить пере ход от реального уровня безопасности для существующих объектов ТЭК - (1x10-4 год-1) и (1x10-5 год-1) -для новых объектов ТЭК к принятому в большинстве стран мира уровню безопасности (1x10-6 год-1).

Цель и задачи исследования.

Целью данной работы является разработка системы методологических методических, технических и организационных решений необходимых для дальнейшего повышения уровня техногенной безопасности объектов нефтегазового комплекса на основе выявления основных закономерностей и взаимосвязей между показателями качества проектирования, строительства и эксплуатационной надёжности объектов НТК и критериями их техногенной и экологической опасности.

Для достижения поставленной цели в диссертации были сформулированы и решены следующие основные задачи:

1.Проведен анализ современных методов техногенной опасности объектов НТК и выбраны современные и наиболее информативные методы комплексной оценки техногенной опасности объектов НТК. 2.Определены классификация и закономерности развития аварий чрезвычайных ситуаций и поражающих факторов, категории опасных объектов НТК и их систем защиты.

3. Проведен анализ и систематизация существующих в разных странах концепций и методов оценки безопасности объектов НТК с позиции теории риска.

4. Обоснованы модели и методы расчёта показателей риска

объектов НТК по функциональным критериям их безопасности с учетом надежности и безопасности объектов НТК на всех стадиях их жизненного цикла.

5.Исследованы механизмы техногенного воздействия объектов НТК на окружающую среду и дана оценка их экологической безопасности.

6.Адаптированы современные методы технической диагностики потенциально опасных объектов НТК к задачам выявления и локализации возможных чрезвычайных ситуаций в процессе их эксплуатации.

7.Исследованы и рекомендованы стратегии эффективного управления техногенной безопасностью объектов НТК .

8. Обоснованы принципы и основы обеспечения экологической безопасности объектов НТК на всех этапах их проектирования, строительства и эксплуатации.

9.Разработаны алгоритмы и требования к системам технического диагностирования объектов НТК на всех этапах их проектирования, строительства и эксплуатации.

10.Обоснована концепция комплексной безопасности объектов НТК на всех этапах их жизненного цикла на основе выбора и определения их технических и эксплуатационных характеристик, а также характеристик техногенеза.

11 .Выбраны критерии для оценки экологического равновесия между экосистемами региона базирования объекта НТК и самим НТК при его проектировании, строительстве и функционировании

Научная новизна диссертации.

Научную новизну диссертации составляют:

1. Выбор современных и наиболее информативных методов комплексной оценки техногенной опасности объектов НТК .

2. Обоснование моделей и методов показателей риска объектов НТК с учетом их надежности и безопасности на всех стадиях их жизненного цикла.

3. Обоснование принципов обеспечения экологической безопасности объектов НТК на всех этапах их проектирования, строительства и эксплуатации.

4. Выбор критериев для оценки экологического равновесия между экосистемами региона базирования объекта НТК и самим НТК при его проектировании, строительстве и функционировании .

5. Обоснование рациональных технологий по защите окружающей среды от загрязнений, обусловленных нештатными ситуациями при эксплуатации и строительстве объектов НТК .

6. Разработаны инженерные алгоритмы технического диагностирования состояния сооружаемых объектов НТК .

7. Определены принципы нормирования критериев техногенной безопасности объектов НТК .

8. Определены методы совершенствования механизмов принятия управленческих решений с учётом требований техногенной безопасности реализуемых проектов НТК.

Практическое значение исследований.

• Разработана «Методика восстановления коррозионно- поврежденных магистральных газонефтепроводов без вывода их из эксплуатации, с применением манжет из материала с матричной памятью свертывания Clock Spring »;

• Разработана «Методика оценки комплексного техногенного риска

учитывающая взаимообусловленность вероятности наступления экологически экстремальной ситуации на объекте ТЭК и величины возможного возникновения ущерба окружающей среде»;

• Разработана «Методика оценки готовности подразделений аварийного реагирования к немедленным действиям по ликвидации ЧС на нефтепроводах»;

• Разработана «Методика проведения учений по ликвидации аварийных разливов нефти с высоким содержанием сероводорода»;

• Разработана «Программа экологической безопасности при строительстве нефтепроводов»;

• Разработано «Положение по производственному экологическому контролю при строительстве объектов ТЭК »

В процессе выполнения диссертационного исследования определены реальные технические и научные направления, позволившие на стадии выполнения работы получить ощутимые эффекты от их использования в практике строительства крупных отечественных и международных объектов нефтегазового комплекса.

В частности, результаты работы были использованы и реализованы при строительстве и эксплуатации современной нефтетранспортной системы «Тенгиз» (Казахстан) -«Новороссийск» (Россия) международного консорциума ЗАО «Каспийский трубопроводный консорциум», строительстве морского терминала «Приморск» «Балтийской трубопроводной системы-2», строительстве газопровода международного проекта «Сахалин-2», строительство продуктопровода при реконструкции международного аэропорта «Владивосток» и газопровода на острове Русском, ремонте газопроводов и оборудования 9-и действующих компрессорных станций ОАО «Газпром» с восстановлением механических характеристик газопроводов нанесением полимерного покрытия Scotsh cote, строительстве объектов ВСТО и ВСТО-2 АК «Транснефть» на территории Приморского края. На основании проведённых системных исследований и разработок, выполненных под научно-методическим руководством и при участии автора, был реализован комплекс организационно-технологических мероприятий при проектировании и строительстве инфраструктуры объектов НТК в различных регионах Российской Федерации.

В частности были решены следующие практические задачи по направлениям:

-снижения проектно-экологического риска линейной части трубопроводов, насосных и компрессорных станций, нефтегазохранилищ и резервуаров;

-защиты окружающей среды от углеводородных загрязнений в сложных природно-территориальных условиях Севера, Сахалина и Дальнего Востока;

-метрологического обеспечения систем аппаратурной технической диагностики объектов строительства нефтегазового комплекса; -совершенствования механизмов принятия управленческих решений с учётом требований техногенной безопасности реализуемых проектов строительства объектов НТК.

Достоверность полученных результатов подтверждается конкретным использованием их в ведомственных нормативно-технических документах, регламентирующих мероприятия по различным аспектам инженерного обеспечения техногенной и экологической безопасности сооружаемых объектов НТК.

Разработанные с участием автора учебные программы и методические рекомендации используются в системе подготовки и повышения квалификации кадров в области нефтегазового строительства.

Апробация работы. Диссертант неоднократно докладывал результаты научных исследований на региональных и международных научно-практических конференциях, совещаниях и научно-технических семинарах. Основные положения работы, научные выводы и практические рекомендации докладывались и обсуждались на:

• Международных симпозиумах и конференциях:«Вопросы разработки нефтяных месторождений» (Варна, 1990); «Новые технологии для очистки нефте-загрязнённых вод, почв, переработки и утилизации нефтешламов» (Москва, 2001);

• Всероссийских научно-технических конференциях: «Проблемы, способы и средства защиты окружающей среды от загрязнений нефтью и нефтепродуктами» (Москва, 1995); «Проблемы эффективности производства на северных нефтегазодобывающих предприятиях» (Новый Уренгой, 1994); «Проблемы строительного комплекса России» (Уфа, 1999); на IV Конгрессе нефтегазо-промышленников России «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья» (г. Уфа, 2003 г.); на IV Международной научно - технической конференции «Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта» (г. Новополоцк, 2003 г.); на научно - технической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья» (г. Уфа, 2004 г.); на Международных учебно - научно -практических конференциях «Трубопроводный транспорт -2005, 2006, 2007,2008» (г. Уфа, 2005- 2008 гг.).

Результаты работы докладывались также на семинарах и совещаниях по проблемам надёжности и безопасности магистральных и промысловых нефтегазопроводов, проводимых РАО «Роснефтегазстрой», МЧС РФ и Минтопэнерго РФ, ЗАО КТК, ОАО «Газпромом», АК «Транснефть».

Отдельные результаты работы использованы в процессе разработки Федеральной целевой программы «Высоконадёжный трубопроводный транспорт».

Внедрение результатов исследования. Разработанная комплексная методика формирования программы минимизации рисков для проектируемых и строящихся объектов НТК успешно применена на важнейших международных и отечественных стройках нефтегазотанспортных систем

нового поколения. Результаты внедрения подтверждают высокий экономический эффект, полученный за счет снижения рисков и возможного ущерба, финансовых и материальных потерь, сокращения сроков реализации сложнейших строительных проектов и рационального использования всех видов ресурсов.

Разработанная автором применительно к условиям Каспийского региона, комплексная методика ремонта изношенных и поврежденных нефтепроводов без вывода их из эксплуатации с помощью установки на местах дефектов манжет Clock Spring из материала с матричной памятью свертывания была реализована на практике. Всего по предложенной методике было устранено, без остановки магистральных нефтепроводов эксплуатируемых в условиях коррозионной водной среды Прикаспийской низменности свыше 15 лет, около 3 тысяч коррозионных дефектов и повреждений. Результаты внедрения подтверждают высокий экономический эффект, полученный за счет отказа от строительства нового нефтепровода, выполнения в сжатые сроки ремонта поврежденного нефтепровода с полным восстановлением всех его механических характеристик и исходной проектной долговечности при сравнительно небольшой трудоемкости выполненных ремонтных работ.

Публикации. По теме диссертационной работы автором опубликована авторская монография 18 научных работ и тезисов докладов на научно-технических конференциях, 9 ведомственных нормативно-технических документов, которые в полной мере отражают основное содержание диссертации.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ НАУЧНОГО ДОКЛАДА

Глава 1. Инженерный анализ техногенной опасности объектов НГК.

1.1. Классификации и категории потенциально опасных объектов НГК.

Практически все объекты НГК относятся к классу потенциально опасных объектов, входящих в состав сложных технических систем (СТС). Поражающие факторы при возникновении и развитии аварийных и чрезвычайных ситуаций на объектах НГК различаются по характеру и масштабам воздействия на персонал, системы, оборудование и сооружения самих объектов, компоненты окружающей природной среды и население регионов размещения объектов НГК, а также объекты инфраструктуры регионов промышленного, социального и культурно-рекреационного назначения.

Организация работ по обеспечению безопасности населения и территорий в регионе расположения опасных объектов НГК требует прежде всего выявления всех потенциальных опасностей сопровождающих строительство и эксплуатацию объектов НГК, с угрозой возникновения на них техногенных чрезвычайных ситуаций.

В основу предложенной классификации факторов положена их градация по характеру возможных чрезвычайных ситуаций, возникающих в результате аварии на объектах НГК. Отнесение некоторых видов объектов к тому или иному классу не является однозначным, поскольку опасные события на этих объектах носят комплексный характер и порождают различные поражающие

факторы. При классификации объектов с несколькими поражающими факторами следует учитывать прежде всего доминирующий фактор. Все объекты НТК относятся к группам 2 и 3 класса потенциально опасных объектов СТС Группа 2

Химические предприятия и производства I класса, в том числе:

2.1. Производство нефтяного газа в количестве более 5000 м3/ч.

2.2. Производство по переработке нефти.

2.3. Предприятия по производству сжиженного газа и др. Группа 3

Пожаровзрывоопасные объекты и СТС категории А:

3.1. Нефтеперерабатывающие заводы.

3.2. Нефтехимические заводы.

3.3. Химические заводы.

3.4. Нефте- и газопромыслы.

3.5. Нефте- и газопроводы.

3.7. Склады нефтепродуктов группы.

Развитие базовых моделей функциональной защиты сложных технических систем (СТС) в составе НТК является составной частью общей теории техногенной безопасности, которая сегодня находится в стадии формирования.

Система функциональной защиты объектов НТК на стадии сооружения или эксплуатации объекта представляет собой упорядоченную совокупность взаимосвязанных элементов (сооружений, конструкций, устройств и т. д.) и предназначена для предотвращения или уменьшения возможного ущерба от экстремальных критических ситуаций.

Под общими принципами обеспечения безопасности НТК следует подразумевать концептуальные положения о возможных путях предотвращения, накопления и локализации последствий от потенциально возможных катаклизмов, катастроф, аварий природного и техногенного происхождения. Пути обеспечения безопасности могут быть условно разделены на три направления (принципа):

- предотвращение потенциальных аварий на объектах НТК;

- локализация аварий на объектах НТК , минимизация последствий в случае их возникновения;

- прекращение функционирования потенциально опасных объектов НТК. Общие принципы обеспечения безопасности НТК должны учитываться на

стадиях их проектирования, строительства, эксплуатации и плановой ликвидации. Под обеспечением безопасности НТК в основном подразумевается реализация следующих основных направлений:

- создание безаварийных объектов;

- создание системы препятствий развитию поражающих факторов;

- мероприятия, способствующие ликвидации последствий аварий. Основными элементами функциональной защиты потенциально опасных

объектов НТК являются:

- формирование перечня особых ситуаций и установление категории (степени) их опасности;

выделение из всего множества компонентов объектов НТК особо ответственных, при единичном отказе которых становится невозможным безопасное функционирование;

получение конечных результатов анализа, обеспечивающих, во-первых, использование аналогов безопасности объектов с учётом новейших достижения научно-технического прогресса и, во-вторых, обеспечивающих аналитический расчет на основе определения нижнего допустимого уровня эффективности защиты с учётом возможных аварий на этапах сооружения и эксплуатации.

Взрывозащитные системы объектов НТК проектируются таким образом, чтобы обеспечить необходимый уровень защиты производства и персонала от аварийного взрыва. При разработке такой системы должны учитываться три основные компонента:

1 .донорная система , которая создаёт разрушающий эффект;

2.акцепторная система, которой требуется защита (персонал, оборудование,

материалы);

3.защитные средства для подавления действия взрыва до безопасного уровня.

При этом критериями по выбору типа защитного сооружения или способа защиты акцептора должны быть допустимые уровни воздействия на акцепторную систему:

для персонала - защита от неконтролируемого выброса опасных материалов, снижение давления воздушной ударной волны и акустического воздействия до допустимого уровня, защита от первичных и вторичных осколков;

для оборудования - защита от осколков, давления воздушной ударной волны и колебаний сооружений.

Наиболее полно соответствующие смыслу термина «защита» являются системы защиты, основанные на принципе прерывания (подавления) аварийного процесса или опасного сопутствующего фактора, а также отключающие из функциональной схемы объекта НТК аварийные элементы. Это различного рода предохранительные устройства (клапаны, фильтры, плавкие вставки и т. п.), системы пожаротушения, и многие другие.

Системы этого класса - системы функциональной защиты - включают в себя следующие элементы:

подсистема регистрации технологических параметров процессов и преобразования данных; - подсистема анализа данных;

подсистема исполнительных механизмов для управления объектом и ликвидации (локализации, ослабления) последствий аварии или аварийного состояния.

Глава 2. МЕТОДОЛОГИЯ АНАЛИЗА И ОЦЕНКИ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РИСКА ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ НГК

Механика катастроф является основой определения закономерностей возникновения и развития аварийных ситуаций на объектах НГК базируется на следующих традиционных и новых развиваемых методах: сопротивления материалов; теории упругости; теории пластичности; теории ползучести;

теории усталости; строительной механики; теории пластик и оболочек; теории прочности; конструкционного материаловедения; физики прочности; динамики машин; вычислительной механики сплошных и дискретных систем; механики жидкостей и газов; теории надежности; линейной и нелинейной механики разрушения; трибологии.

При решении инженерных проблем долговечности и безаварийности объектов НТК механика катастроф использует:

аналитические методы указанных выше теорий и дисциплин;

- численные методы (методы конечных элементов, конечных разностей, вариационные методы);

экспериментальные методы (механические испытания образцов, моделей и натурных конструкций);

комбинированные методы (сочетание аналитических, численных и экспериментальных).

Механика катастроф предусматривает поэтапное рассмотрение сценариев развития аварийных ситуаций, включая:

нормальное функционирование потенциально опасных систем с контролируемым процессом накопления эксплуатационных повреждений с помощью встроенных систем диагностики;

отклонение от нормальных условий эксплуатации с образованием допустимых, но контролируемых повреждений и диагностикой предвестников аварийных ситуаций;

проектные аварийные ситуации с образованием опасных повреждений, дополнительных повреждающих факторов и оперативной диагностикой развития аварийных ситуаций;

- запроектные аварийные ситуации с переходом к катастрофическим состояниям, с возникновением значительных контролируемых и неконтролируемых повреждений, с нарастанием действия повреждающих факторов (обусловленных предшествующими стадиями аварии), с ограниченной оперативной диагностикой аварийных состояний;

гипотетические аварийные и катастрофические ситуации с крайне ограниченной информацией о возможных сценариях аварии, об экстремальных воздействиях поражающих факторов, о способности сопротивления несущих конструкций действию этих факторов. В механике катастроф наряду с рассмотренными выше поражающими факторами от аварий и катастроф техногенного характера в обязательном порядке рассматриваются поражающие факторы от природных катастроф. При этом для запроектных и гипотетических аварийных ситуаций следует рассматривать комбинированные варианты воздействия повреждающих факторов от природных, техногенных и природно-техногенных катастроф.

Расчетное обоснование безопасности несущих конструкций должно проводиться поэтапно с учетом непрерывного развития традиционных инженерных подходов:

на прочность, жесткость и устойчивость (с применением методов сопротивления материалов);

на прочность и циклический ресурс, долговечность (с применением методов теории много- и малоцикловой усталости);

на прочность и временной ресурс — долговечность (с применением методов теории ползучести и длительной прочности);

на динамическую прочность и ресурс (с применением методов динамики деформирования и разрушения);

на трещиностойкость (с применением методов линейной и нелинейной механики разрушения).

Базовые соотношения механики катастроф для трубопроводов и конструкций НТК в общем случае можно записать в виде.

{8, Ктд? Р» К<г}—

= ¥{Г(р>, N, т, Ф)^ (<7Ь, <гт, оЬт, а _„ Е, Л, Нв, ш, К1с)Ъ (1, а„ Р)}, (1)

где 8— характеристики безопасности; Я^м — характеристики ресурса; Р — характеристики надежности;

— характеристики прочности (сопротивления разрушению); f — функционал эксплуатационной нагруженности;

Р3 — параметры эксплуатационной нагруженности в нормальных и аварийных ситуациях; ^— температура в данный момент времени; N— число циклов нагружения; т — время эксплуатации;

Ф — параметры полей физических воздействий среды; ^ — функционал физико-механических свойств конструкционных материалов; Оъ — предел прочности; ат— предел текучести; аЬт — предел длительной прочности; а. 1 — предел выносливости; Е — модуль упругости; X—коэффициент теплопроводности; Нв — твердость (микротвердость);

тп — показатель упрочнения в упругопластической области; \{/с — предельная пластичность материала; К1с —характеристика трещиностойкости;

^ — функционал конструктивных форм несущего элемента конструкции; 1 — размер дефекта;

аст— теоретический коэффициент концентрации напряжений; Р— характеристика поперечного сечения в рассматриваемой зоне. При традиционных нормативных расчетах прочности для нормальных условий эксплуатации объектов НТК основным условием характеристики прочности оказывается

{ И. }=Е{ Г (рэ) и (*„, а„ аЬт)Тг (Г)}

(2)

Это условие можно записать в форме

<ГЭп=Г(рЭшах/Р) 0ь/пЬ, ат,/пТ, ^Ьт/ПЬт},

(3)

где аэп — номинальное напряжение от максимальных нагрузок рэтах

в нормальных условиях эксплуатации;

[а]п — номинальное допускаемое напряжение;

Пь, пТ) Пьт — запасы прочности (по пределу прочности аъ пределу текучести сгт и пределу длительной прочности или ползучести <7ьт )■ Для расчетов прочности достаточными оказываются:

- методы сопротивления материалов, теории пластин и оболочек;

- данные стандартных механических испытаний конструкционных материалов.

Запасы прочности назначаются из обобщения опыта конструирования и эксплуатации с учетом ответственности конструкции. При этом выполняются соотношения Пт ^Пьт ^ь для нормальных условий эксплуатации {пт, пЬт, пь}={ 1.5-5-3}. Для аварийных ситуаций в первом приближении могут быть использованы соотношения с введением в расчет максимальных для данного момента времени \ аварийной ситуации нагрузок рэтах т ■ Характеристики свойств <7ь, <?т, аьт выбираются для данного момента времени г, данной температуры 1 и скорости деформирования

аэпт=Г(рэтах ,!¥) 4сг] пт={ аь'/п* ь, аЛ/п1 т, <Гьт'/п* Ьт} (4)

Запасы прочности в аварийной ситуации могут быть снижены по сравнению с запасами в нормальных условиях эксплуатации {п1туЬт, п'ь}={1.1+2.5}.

Для наиболее ответственных технических систем в дополнение к расчетам прочности проводятся расчеты ресурса — временного и циклического. На основе можно записать

{КтЛ, К^Р^р3, и N , т, Ф)Г, (аь, ап ^ы, а -ъ Е, X, Нв, т, ф)и (а„, Г)} (5)

{ *Этах,к, Л 1\Э}=Г{ рЭтах т/¥, и ((ГьТЛ фсТ*) Ъ (а„ <*<Г Т'1Ч]тах Т=

[аст,К /пт,м тах в,

где аэтах,к — максимальное местное напряжение (деформация); 73 — временной ресурс эксплуатации; 1ЧЭ — циклический ресурс эксплуатации;

0"ст,м — разрушающее (критическое) напряжение для заданного времени или числа циклов (устанавливается по кривой длительной прочности или усталости);

I гЫ

у/с ' — предельная пластичность для заданного времени или числа циклов (устанавливается по кривой длительной или циклической пластичности);

[о т^]шах т — максимальные допускаемые местные напряжения (деформации);

N0, тс — разрушающее (критическое) число циклов или время по кривой усталости или длительной прочности для заданного <тэтах; пг,Нтах а — запасы по местным напряжениям (деформациям);

пы,пт — запасы по числу циклов или времени.

Для оценки живучести несущих элементов потенциально опасных конструкций должны проводиться расчеты по критериям трещиностойкости. Эти расчеты отражают способность сопротивляться действию механических, тепловых, гидродинамических, электромагнитных нагрузок при наличии в элементах дефектов (исходных технологических или возникающих при эксплуатации). Наиболее опасными при этих дефектов являются микро- и макротрещины, создающие предельно высокую концентрацию напряжений и деформаций. Характеристиками живучести в соответствии с (1) для поврежденных дефектами элементов могут являться ресурс, прочность и надежность.

{Ь^Р, (рэ,1,1Ч,т,Ф)Ь (аь, аг, аЬт,<М, Е,А,НВ, т^К^ (1, а,, Г)} (6)

Информационно-математическое обеспечение и системные математические модели, разрабатываемые в интересах предотвращения и мониторинга аварийных ситуаций и катастроф, а также прогнозов и оперативной ликвидации их последствий ориентированы на решение задачи построения обобщенных математических моделей объектов НТК на разных стадиях возникновения и развития аварий и катастроф, в том числе: анализ аварий и катастроф и задачи создания алгоритмов их математического моделирования, а также алгоритмов и программ математического моделирования аварий и катастроф с учетом их масштабов.

Сюда входят:

разработка методов математического моделирования развития аварий и катастроф в системе промышленное предприятие (группа предприятий) — атмосферный воздух — приземные концентрации поллютантов при существенных ограничениях на объем исходной информации, используемые для моделирования вычислительные средства и время счета;

построение математических моделей объекта НТК и его системы управления для прогноза возможных аварийных ситуаций и анализа их последствий;

разработка методов, алгоритмов и системы программного обеспечения для математического моделирования возникновения и развития аварий; - математическое моделирование механического разрушения конструкций и систем защиты под действием высокоскоростного удара;

разработка универсальной синергетической модели динамики сложных технических систем при авариях и катастрофах;

разработка методов моделирования нелинейных неизотермических процессов деформирования и разрушения 3-мерных тел. Аварийные ситуации по степени снижения их последствий можно классифицировать как гипотетические, запроектные, проектные и режимные. Первые имеют минимальную вероятность возникновения, но наиболее тяжелые последствия и создают максимальный риск; последние имеют большую вероятность возникновения при меньших, парируемых последствиях.

Для всех стадий создания и эксплуатации потенциально опасных объектов (разработка технического задания, проектирование, изготовление и

эксплуатация системы диагностирования остаются важнейшей проблемой обеспечения безопасности.

Опасность синергетических бедствий в России, инициированных техническими авариями, неуклонно возрастает. Эго связано с тем, что выработка проектных ресурсов основных производственных фондов приближается к критической величине в 50-80%. Так, например, в 1994 г. в России произошло около 36 тысяч аварий на магистральных и внутрипромысловых трубопроводах нефти и газа, которые нанесли огромный ущерб окружающей среде и создали в ряде районов чрезвычайные ситуации.

Широкое развитие синергетических событий свидетельствует о тесной взаимосвязи природных, техногенных и экологических катастроф. В этой замкнуто и системе повышение вероятности возникновения одного вида опасностей ускоряет проявление других. Исходя из сказанного возникает необходимость разработки единой теории и практических методов обеспечения безопасности, предусматривающих комплексный подход к изучению, оценке, прогнози рованию и предупреждению катастрофических явлений.

Ми новой опыт последних десятилетий указывает на устойчивую тенденци о повышения проблемы безопасности объектов НТК. В значительной степени э го обстоятельство связано с ростом масштабов строительства и ввода новых мощностей в районах со сложными природно-климатическими условиями, а также освоения экологически уязвимых территорий. Поэтому прогнозирование возможных техногенных аварий и катастроф, в том числе и природно-техногенного характера, играет важную роль на этапах анализа и оценки п. казателей риска при строительстве и эксплуатации объектов НТК.

В качестве примера, в таблице приведена характеристика техногенных воздействий на этапе строительства системы транспорта углеводородного сырья через морской акваторий ( включая береговые участки ).

Для практического использования показателей риска необходимо сформул! ровать критерии и допустимые уровни риска.

По;> тривиальной (пренебрежимой) угрозой рядом исследователей понимается риск смертельного случая, равный 10"6\год.

Таблица 2.1. Характеристика техногенеза на этапе строительства объектов НТК.

Строитель:1 «о поселков, промышле ми ых объектов, >рог, линий связи нефтегазопроводов. Уничтожение почв, подрезка склонов, планировка поверхности, ссадание кюветов, выемок. Оползни, осыпи, овражная и боковая эрозия, термокарст, перевевание песков, абразия, наледи, лавины. Заболачивание, увеличение твердого стока, загрязнение, изменение русел и пляжей.

Выработка карьеров, с палов, шурфов, к;, ав, бурение, отработка россыпей (геологические изыскания). Подрезка склонов, изменение положения русел рек, нарушение сплошности покрова, твердый сток. Оплывание, площадная эрозия, солифлюкция, термокарст, наледи, образование отмелей. Загрязнение земель и вод, увеличение твердого стока, гибель рыбы, вырубка лесов, деградация почв.

Строительство бун, портов, до ч.1ча Нарушение непрерывных Размыв пляжей, абразия клифов, Разрушение сооружений, дорог,с\х угодий, загрязнение

россыпей, нефти и газа на шельфе, подводные газонефтепровод и. береговых и подводных потоков наносов, создание подводных выемок. уход наносов в подводные каньоны и овраги. моря, гибель рыбы и водорослей.

Вырубки лесов и лесные пожары (естественные и спровоцир о в л иные человеком). Нарушение целостности почвенно- растительного покрова, тепловое воздействие. Термокарст, оплывание, солифлюкция, эрозия, площадный смыв. Деградация земель, деформация дорого, нефтепроводов,заболачивание.

Под приемлемым риском понимается такой уровень риска, который был бы оправдан с точки зрения экономических и социальных факторов, то есть приемлемый риск - это риск, с которым общество в целом готово мириться ради получения определенных благ в результате своей деятельности.

Виды опасного воздействия объекта НТК можно подразделить на три категории:

экологическое воздействие человеческая деятельность, а также стихийные природные бедствия и катастрофы, в результате которых изменяется окружающая среда и вследствие этого условия существования человека и общества;

техногенное воздействие- деятельность техногенных объектов, непосредственно при водящая к ухудшению состояния (поражению) человека и окружающей среды;

природное воздействие природные процессы, непосредственно приводящие к ухудшению состояния человека и окружающей среды.

Такая классификация позволяет выделить системы управления и обеспечения экологической, техногенной и природной безопасности в связи со сложившейся мировой и отечественной практикой.

В соответствии с общепринятыми определениями воздействие техногенных объектов на человека и окружающую среду реализуется двумя путями:

- при постоянной эмиссии опасных веществ техногенными объектами, что и опредс. нется как экологическое воздействие (включая разовые выбросы, которые также регламентируются надзорными органами, но не через воздейстпме, а через ПДВ, ВДВ);

- п|'< авариях на техногенных объектах или при которых непосредственно поражаете ! человек и окружающая среда (автотранспорт, ж/д и авиатранспорт) .

Очевидно, что при таком определении техногенного воздействия политика в области управления техногенной безопасностью должна предусматривать действия по разработке системы соответствующих критериев и показате.! П, определяющих эти цели.

Понятие риска и его более общие определения тесно связаны с возможно тью или вероятностью возникновения нежелательного события. Однако р' . к характеризует не только саму возможность причинения ущерба, но и степень уверенности в ее реализации, т.е. является количественной мерой

опасности. Поэтому логично определять риск как меру опасности как вероятность нежелательного события и его последствия.

Зона чрезвычайно высокого риска

|

Зона приемлемого риска

Зона высокого риска /

Зона низкого риска

Изоли:' \ш

равного риска

/ Зона

* вероятного поражения|

Рис.2.1. Изолинии риска в границах зоны вероятного поражения от наземного нефтегазового объекта

При постоянном воздействии опасности (вероятность реализации равна единице) п и аварийных ситуациях с большой вероятностью, для которых имеется большая статистика, риск равен произведению вероятности реализации события на величину ущерба (т.е. математическому ожиданию ущерба).

При маловероятных событиях риск характеризуется двумя самостоятельными компонентами: величиной ущерба от того или иного опасного фактора; вероятностью возникновения рассматриваемого фактора.

Таким образом, как общее определение риска, так и понятие приемлемого риска, очень важные для управления риском, не установились окончательно. Здесь важп .) отметить, что приемлемость риска должна пониматься именно с точки зрения управления, а не общего философского смысла этого слова.

В соо ветствии с общепринятыми определениями воздействие объектов НГК на человека и окружающую среду реализуется двумя путями:

- при постоянной эмиссии опасных веществ объектами НГК, что определяе, ся как экологическое воздействие (включая разовые выбросы, которые также регламентируются надзорными органами, но не через воздейств! . а через ПДВ, ВДВ);

- при ; ¡ариях на объектах НГК при которых непосредственно поражается человек и ружающая среда .

Таблпца.2.2. Метод и стадии развития риска объекта НТК

Метода и стадии развития риска

Метод Вид деятельности

размещение ввод в эксплуатацию проектирование эксплуатация реконструкция

«Что будет, если...?» 0 ++ + ++

ПроверочнмГ[ лист 0 + + ++

Анализ опасности и работоспособности 0 + ++ ++

Анализ видон и последствий отказов 0 + ++ + ++

Анализ дер см, с и отказов и се пщ 0 + ++ + ++

Количестве-тык анализ риск; ++ + ++ ++ +

При ечание: 0 - наименее подходящий метод анализа; + - рекомендуемый метод; ++ - наиболее подходящий метод.

Очевидно, что при таком определении техногенного воздействия политика в области у давления техногенной безопасностью должна предусматривать действия п разработке системы соответствующих критериев и показателей, определяй ч эти цели.

Методы анализа риска непрерывно разрабатываются и совершенствуются, обычно применительно к конкретным практическим проблемам. Среди них можно на ь опросные листы, структурные диаграммы, карты потоков, персоналы ,о инспекцию, «деревья» событий и «деревья» отказов, метод индексов о' спостей и т.д.

Для >ты по анализу риска по конкретным видам опасностей, прежде всего, нее щмо определить, по каким видам, типам рисков необходимо провести т анализ. Невозможно выявить и описать все типы рисков, которые существую г б природе и антропогенной деятельности. Однако можно построить общую с : муру, в рамках которой следует действовать при решении конкретно дачи, в частности при управлении региональной безопасностью.

Для 1ки рисков отсутствует достаточно удовлетворительная научно-техничесь* методическая база. В настоящее время нет разработанных и внедренн! • методик по важной составляющее риска - ущербам, в том числе касающих освенных ущербов, упущенной выгоды, материальных ущербов произволе источнику аварии и соседним производствам, загрязнения

окружаю! среды и т.д.

Оче -глено выбрать метод, который приведет к идентификации многих и различ; рисков, но, как правило, через некоторое время могут быть выявлены и другие, новые риски. Поэтому непрерывно иметь программу непрерыг л ) выявления новых рисков, которая должна тщательно

планировав с и постоянно пересматриваться. Какой бы план выявления рисков ни разраСа '.алея, он должен быть экономически разумным, чтобы затраты на выявление исков не превысили сам ущерб от таких рисков. В качестве методики Г .¡опасности объекта НТК рассмотрим методику балльной оценки в которой в качестве критерия (уровня) риска применяется относительный показатель "опасности трубопровода RIPS (relative index of pipeline safety ). Этот критеппГ вычисляется по 5 индексам. Четыре из них а») характе-

ризуют па viee частые причины отказов линейной части: антропогенные воздействи оррозия, ошибки проекта, ошибки оперативного управления. Пятый, р, 'растеризует тяжесть последствий при аварийных утечках. Для вычислешг пользуется формула:

RIPS - I'J (а1+ «2+ «3+ щ) (?)

Q?i, ...,о?4 зависят от двух групп факторов. Первую группу акторы, которые нельзя изменить путем целенаправленного 'ли же такого рода изменения экономически неоправданны. Ко отнесены факторы, на которые можно воздействовать с помощью их и организационных мероприятий,

бенно последних десятилетий, показал, что крупные или так ¡желые аварии, сопровождающиеся значительными жертвами, и высокой степенью негативного воздействия на окружающую среду, - соГм пя редкие, но с определенной конечной вероятностью возможные, ч1 образом, риск не может быть полностью исключен. •1С оценки вероятности той или иной аварии и соответствующие тражают качество проекта и уровень управления производством, а объекте.

ст ряд трудностей и неопределенностей, связанных с к оценкой риска. Это связано с неполнотой существующих баз 13 знаний. Для работы по анализу риска на конкретных объектах I шасностей, необходимо определить виды и типы рисков сов по объектам исследования:

индивидуальный, генетический; пво: социальный, психологический, нравственный, правовой, рмационный, демографический, технический, экономический,

Инде составляют воздейстг второй rpv технолог Опы называемы« разрушен и у

и что, Количест уровни р;

ДОСТИГН)

Су. количест е данных и НТК и вп/' Вид - чел

политике-г ресурснь''5 - о; Тин логическ Ти)

человека, t окружаю гце категорий, случая). {. сообразрто категория^ По

с. :ощая среда: биологический, экологический, географический, ■сков по видам воздействия: химические, радиационные, био-жаровзрывоопасные, транспортные , стихийные бедствия и т. п. ico в по виду рассматриваемых параметров ущерба: риск поражения летального случая, риск материального ущерба, риск ущерба среде, интегральный риск (учитывающий все предыдущие юятностный (учитывающий только вероятность чрезвычайного елей анализа и управления рисками техногенной сферы целе-пшчиться исследованием, анализом и управлением следующими i с ко в.

а.м исследования:

/дуальный риск- вероятность (частота возникновения) пора-

жающих воздействий определенного вида (смерть, травма, заболевание) для индивидуума, возникающая при реализации определенных опасностей в определенной точке пространства (где находится индивидуум); социальный риск зависимость вероятности нежелательных событий (или частоты их возникновения), состоящих в поражении не менее определенного числа людей, подвергающихся поражающим воздействиям определенного вида при реализации определенных опасностей, от этого числа людей.

Для целей управления:

приемлемый риск- уровень индивидуального риска, обусловленный хозяйственной деятельностью, который является приемлемым для регулирующего органа. Он находится в диапазоне от предельно допустимого уровня до пренебрежимого уровня риска и должен быть настолько низким, насколько это возможно по экономическим и социальным соображениям;

неприемлемый риск, или предельно допустимый уровень риска уровень индивидуального риска, обусловленный хозяйственной деятельностью, который не должен превышаться независимо от экономических и социальных преимуществ такой деятельности для общества в целом. Он должен быть настолько низким, чтобы это не вызывало беспокойства индивидуума;

пренебрежимый риск уровень риска, устанавливаемый административными или регулирующими органами как максимальный, выше которого необходимо принимать меры по управлению им;

вынужденный риск риск, уровень которого не зависит от желания и деятельности индивидуума или группы людей;

непрофессиональный риск не связанный с профессиональной деятельностью.

Для реализации процедуры оценки рисков, которые приняты или будут приняты в дальнейшем как показатели управления, необходима материальная, научно-техническая, методическая и количественная база исходных данных.

Количественная база данных должна включать:

- статистические данные по авариям разных типов и масштабов по многим параметрам. Однако до сих пор не выработан формат представления таких данных по происшедшим авариям, в том числе таким, которые не вызвали существенных последствий, как, например, отказы оборудования различного типа;

- данные по частотным характеристикам отказов или разрушений, как это сделано, например, для атомных электростанций и работа по их постоянному уточнению.

Кроме того, широкое развитие синергетических событий свидетельствует о тесной взаимосвязи природных, техногенных и техногенных катастроф. В этой замкнутой системе повышение вероятности возникновения одного вида опасностей ускоряет проявление других. Исходя из сказанного возникает необходимость разработки единой теории и практических методов обеспечения безопасности, предусматривающих комплексный подход к изучению, оценке, прогнозированию и предупреждению катастрофических явлений.

К сожалению, в процедурах оценки вероятности аварий нефтегазотранспортных объектов и технологического оборудования существует значительная неопределенность, связанная с базами данных по

надёжности и спецификой процессов развития отказов в условиях антропогенной синергии.

Опыт эксплуатации магистральных трубопроводов показывает, что с точки зрения основных положений теории надежности «жизнь» трубопроводов, как и других сложных механических систем, можно условно разделить на 3 периода эксплуатации: период приработки, период стабилизации, период износа. В начале эксплуатации был резкий всплеск интенсивности отказов, вызванный проявлением грубых дефектов СМР и заводскими дефектами труб, затем последовал период снижения и относительной стабилизации отказов. По истечении 10-15 лет эксплуатации снова наметился рост интенсивности отказов, что связано с накоплением коррозионных и усталостных повреждений в металле труб и в сварных швах.

Многолетние данные об эксплуатации магистральных нефтепроводов подтверждают предположение о стохастическом характере аварий, однако гипотезы о равномерном распределении аварийности по длине трубопровода этими данными опровергаются. Например, анализ отказов на 25 линейных участках (перегонах между соседними насосными станциями) нефтепровода Омск-Иркутск за 35 лет его эксплуатации показал, что 60% отказов произошло на первой четверти длины участков, в том числе 40% - на первых километрах после перекачивающих станций (в пределах 1/10 длины перегонов). Данное распределение отказов характерно для многих других трубопроводов. Таким образом, возникает задача разработки новых подходов к оценке и учету неравномерного распределения аварийности по длине нефтепровода за весь период его эксплуатации. Это позволит снизить потери нефти и, как следствие, сократить статью расходов на ликвидацию последствий аварий.

К основным факторам, влияющим на неравномерное распределение отказов по длине нефтепроводов, относятся:

- значительные кольцевые и продольные напряжения в теле трубопроводов в начале линейных участков из-за высокого напора на выходе НПС;

- существенные амплитуды пульсаций (цикличность) давления нагнетания на НПС;

- высокая температура перекачиваемой жидкости на выходе из подогревательных станций «горячих» трубопроводов и значительный самонагрев потока нефти к концу эксплуатационных участков трубопроводов большого диаметра при высоких скоростях (производительно стях) перекачки.

Кроме того, на аварийность конкретного участка нефтепровода (с присущими ему особенностями и условиями) могут влиять различная коррозионность грунтов, климатическая зона пролегания магистрали, марка стали труб, ударные волны давления при отключении НПС, прохождение трассы трубопровода по местностям с большим перепадом высотных отметок (ущелья, овраги, крупные возвышенности, горные перевалы) и др.

Постоянно изменяющийся режим перекачки нефти вызывает в стенке трубопровода малоцикловые нагрузки, которые способствуют развитию существующих дефектов и со временем приводят к разрушению металла трубы. Число циклических изменений давления в основном зависит от запланированных поставок партий нефти от продавца к покупателю, а также от числа переключений насосных агрегатов на НПС по различным причинам. Наиболее опасными с точки зрения малоцикловых нагрузок являются начальные участки транспортных перегонов, ще амплитуда пульсаций напора наибольшая.

При длительной эксплуатации магистральных нефтепроводов процесс старения металла труб значительно изменяет его структуру, ухудшает механические свойства и приводит к хрупкому разрушению, Интенсивность процесса зависит от количества углерода стали, внутренней нагрузки на стенку трубопровода и наличия в теле трубы дефектов, являющихся концентраторами напряжений,

Механические повреждения (риски, трещины, надрезы, вмятины и др.) образуются при изготовлении труб, их транспортировке, укладке и засыпке грунтом, а в результате коррозии на поверхности трубопровода появляются питинги, язвы и каверны. Длительность развития существующих дефектов определяется, главным образом, давлением жидкости в трубопроводе и степенью его пульсации.

Поэтому быстрое увеличение размеров повреждений в стенке нефтепровода до критических значений происходит на первых километрах линейных участков после НПО, где наблюдается наибольшее число аварий. Так, после эксплуатации нефтепровода в течение 30 лет время до разрушения для металла труб в начале участка почти в 4 раза меньше, чем в конце и в 2 раза меньше, чем в середине участка. Скорость роста стабильной трещины при замедленном разрушении в конце участка почти в 6 раз ниже, чем в начале

Учет неравномерного распределения аварийности является важной практической задачей при проектировании и строительстве магистральных трубопроводов, т.к. позволяет минимизировать связанные с авариями затраты, а так же повысить функциональную и конструктивную надежность всей трубопроводной системы, в том числе путем разработки рациональных схем размещения запорной арматуры, складов аварийного запаса труб и др.

С экономической, политической и социальной точки зрения затраты на экологическую проработку проектов новых НТК и проектов реконструкции существующих НТК , в том числе и на оценку экологических рисков, более эффективны, если они проводятся на более ранних стадиях реализации проектов. Эти затраты окупаются, в основном за счет значительного снижения ущербов наносимых окружающей природной среде при функционировании вновь создаваемых или реконструированных объектов НТК, а также за счет снижения техногенных и экологических рисков деятельности таких объектов НТК , имеющих современные эффективные системы управления всеми производственными процессами Тем не менее, на предпроектных стадиях, стадиях проработки технико-экономических обоснований создания новых объектов НТК, расчетам экологических ущербов для населения и окружающей среды, а также упущенных выгод все еще не придается должного внимания.

Каковы бы не были причины аварийности (внешняя и внутренняя коррозия, включая коррозионное растрескивание под напряжением, брак строительно-монтажных работ, механические повреждения, заводские дефекты труб и др.) в основе нарушения целостности трубопровода или резервуара лежит превышение допустимых значений характеристик их напряженно - деформированного состояния (НДС) и, прежде всего, напряжений. Одним из основных способов оценки существующего технического состояния и степени эффективности его использования, а также единственным способом прогнозирования возможного НДС является моделирование реальных условий эксплуатации основных объектов магистральных нефтегазопроводов.

Формирование опасных ситуаций в составе нефтегазового комплекса.

Устойчивое функционирование, динамическое развитие сбалансированной национальной системы нефтегазового обеспечения народнохозяйственного комплекса страны является необходимым условием стабилизации и подъёма экономики, а, следовательно, повышения уровня жизни населения. При этом основу нефтегазового комплекса с точки зрения его эффективности и безопасности составляет многофункциональный трубопроводный транспорт.

Трубопроводный транспорт углеводородов России - сложная техническая система (СТС) с мощным энергетическим потенциалом. В неё входят установки подготовки газа и нефти к дальнему транспорту, промысловые, магистральные и распределительные трубопроводы, компрессорные и насосные станции, резервуарные парки, подземные хранилища, морские терминалы. Общая протяжённость магистральных, промысловых и распределительных трубопроводов страны составляет более 1 млн. км.

С другой стороны, трубопроводный транспорт жидких и газообразных углеводородов, отнесённый к категории «А» третьей группы, куда включены пожаровзрывоопасные объекты и СТС, на которых хранятся, транспортируются продукты, приобретающие при определённых условиях способность к возгоранию или взрыву, загрязнению окружающей среды, при авариях и отказах представляют большую угрозу населению, инженерным сооружениям и природным массивам.

Поэтому к трубопроводам и хранилищам предъявляются высокие требования по обеспечению надёжности и безопасности их функционирования В качестве примера многофакторного воздействия поражающих факторов объекта ТЭК рассмотрим крупнейшую в истории РФ и СССР железнодорожную катастрофу, произошедшую 3 июня 1989 года в Башкирской АССР, . В результате этой аварии погибло 645 человек, из них 181— дети , 623 человека стали инвалидами, получив тяжёлые ожоги и телесные повреждения. Основной причиной случившейся аварии стал образовавшийся дефект ( негерметичность) продуктопровода «Западная Сибирь—Урал—Поволжье», по которому транспортировалась широкая фракция лёгких углеводородов - сжиженная газобензиновая смесь. Из-за образовавшегося , за три часа до катастрофы, дефекта в трубе продуктопровода в виде узкой щели длиной 1,7 м , началась утечка в окружающую среду легковоспламенимых углеводородов пропана, бутана и других. Ошибки при проектировании продуктопровода вызванные расположением в опасной (900 м) близости от него Транссибирской магистрали , неучет рельефа местности и особых погодных условий региона привели к тому, что продукты утечки в большом количестве скапливались в понижениях рельефа и стекали поним к низине у полотна железной дороги образуя там «газовое озеро». Дежурный персонал обнаружив по приборам падение давления в продуктопроводе, вместо того, чтобы искать утечку, увеличил подачу газа для восстановления нормального давления, приближая и усугубляя аварию и ее последствия. Машинисты проходящих поездов предупредили по рации своего диспетчера участка железной дороги , о сильной загазованности на перегоне, но службы участка железной дороги не

придали этой информации никакого значения и никуда не передали ее

В итоге 3 июня в 23:15 по московскому времени в момент встречи на параллельных путях двух пассажирских поездов прогремел мощный взрыв газа и вспыхнул гигантский пожар. В поездах № 211 «Новосибирск—Адлер» (20 вагонов) и № 212 «Адлер—Новосибирск» (18 вагонов) находилось 1284 пассажира и 86 членов поездных и локомотивных бригад. Ударной волной с путей было сброшено 11 вагонов, из них 7 сгорели полностью. Оставшиеся 27 вагонов обгорели снаружи и выгорели внутри.

Взрыв большого объёма горючих газов, распределённых в пространстве, имел характер объёмного взрыва. Мощность этого взрыва , по оценкам специалистов могла доходить до 12 килотонн тринитротолуола, что сравнимо с мощностью ядерного взрыва в Хиросиме -16 килотонн. В печати появились сведенья, что взрыв вызвал срабатывание сигнала тревоги системы противовоздушной обороны североамериканского континента НОРАД. Сила взрыва была такова, что ударной волной выбило стекла в домах в городе Аша, расположенном в 11 км от места происшествия, а столб пламени взрыва был виден на расстоянии более чем 100 км. Взрыв полностью разрушил 350 метров железнодорожных путей, 17 километров воздушных линий связи. Возникший при взрыве пожар охватил территорию около 250 га.Расследование происшедшей ЧС выявило ряд новых факторов, которые способствовали реализации происшедшей аварии. Как оказалось эксплуатируемый продуктопровод первоначально строился как нефтепровод «Западная Сибирь — Урал — Поволжье» с диаметром трубы 720 мм и длиной 1852 км, но руководство Миннефтепрома затем приняло решение перепрофилировать почти готовый нефтепровод в продуктопровод, несмотря на существующий в НТД запрет транспортировки сжиженного газа по трубопроводам диаметром свыше 400 мм. В проект нефтепровода были срочно внесены некоторые изменения, связанные с особыми требованиями безопасной транспортировки сжиженного газа. Проигнорировано было также и то ,что трасса построенного нефтепровода , превращенного в продуктопровод проходила в опасной близости от уральских городов Миньяр, Златоуст и Кропачёво, а на протяжении 273 км проходила в непосредственной (менее чем 1 км) близости к железным дорогам. Продуктопровод в 14 местах пересекал железные дороги, в четырёх местах — электрифицированные - с большим грузопотоком.В ходе эксплуатации в период с 1985 -89 годы на продуктопроводе произошло 50 крупных аварий и отказов, не приведших к человеческим жертвам , но по результатам которых не были сделаны правильные выводы.

Основными путями предупреждения экстремальных ситуаций на объектах магистральных нефтегазопроводов являются современная диагностика, всеобъемлющий мониторинг, капитальный ремонт и реконструкция, внедрение принципиально новых, научно обоснованных технических, технологических, организационных решений, реализация которых позволит перевести

трубопроводные сооружения к возобновляемым системам с продлением срока службы, а также высокий уровень подготовки персонала

Использование внутритрубной диагностики (магнитные и ультразвуковые снаряды) в сочетании с электрометрией и другими методами позволило осуществлять политику ремонта и реконструкции трубопроводов их фактическому техническому состоянию. При этом как правило, в первую очередь производится ремонт опасных дефектов, выявленных и оценённых по специальным методикам. Использование современных технологий ремонта, например, с применением специальных манжет фирмы США «Аргус Лимитед» или нанесением методом распыления полимерного покрытия на поверхность трубопроводов в районе значительных коррозионных повреждений позволяет полностью восстановить все первоначальные параметры трубопровода и продлить время его безаварийной эксплуатации еще на несколько десятков лет.

При изучении антропогенной деятельности трубопроводного транспорта стало очевидным, что полностью исключить её отрицательные последствия невозможно, политика безопасности начала строиться на нахождении оптимума между полезностью развития антропогенной деятельности и степенью её отрицательного воздействия (принцип АЬАЫР - «настолько низкое воздействие, насколько это достижимо»).

Вся история сооружения трубопроводных систем не только позволяет глубоко разобраться в причинности отказов и аварий на трубопроводах, но и прогнозировать возможные новые нарушения их надёжности, масштаб снижения безопасности.

Одна из центральных задач безопасности объектов НТК оценка возобновляемого остаточного ресурса эквивалентной оценке текущей долговечности. Оценка остаточного ресурса базируется на диагностике сооружений МТ с использованием высокоточных моделей деформирования тонких несовершенных оболочек, механики разрушения, теории надёжности с учётом влияния человеческого фактора в классификации обнаруженных дефектов, принятии интеллектуальных решений.

В условиях общесистемного кризиса в России в течение последних десяти лет последствия техногенных и природных аварий и катастроф становятся всё более опасными для населения, инженерных сооружений и окружающей среды. Уже в настоящее время прямые и косвенные ущербы от таких катастроф, отнесённые к текущим объёмам ВНП с учётом динамики снижения производства, в России оказываются в 2 - 3 раза выше, чем в США и других промышленно развитых странах. Этот показатель является одним из решающих при разработках стратегии снижения рисков техногенных и природных катастроф на ближайшие 10-15 лет.

ГЛАВА .3 ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ НА ЭТАПАХ СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ НГК

Природно-климатические воздействия на объекты НГК

В последние годы как у нас в России, так и во всем мире отмечается заметный рост количества так называемых синергических (от греч. Бупе^ейкоз согласованно действующий) или многоступенчатых катастроф, когда одна техногенная авария (катастрофа) приводит к другой, или когда природная катастрофа приводит к развитию техногенных катастроф (аварий) или наоборот. В данном случае развитие отдельных процессов приводит к возникновению других цепочных процессов, создающих вместе больший суммарный эффект, чем сумма их индивидуальных эффектов.

Многие районы со сложным и природно-климатическим и, геолого-минералогическими и гидрогеологическими условиями, обладающих целым рядом специфических особенностей, характеризуются интенсивным протеканием экзогенных и эндогенных процессов, оценку их возможного воздействия на объекты НГК необходимо проводить уже на стадии проектирования

При строительстве скважин и технических работах по извлечению полезных ископаемых происходит активизация карстовых и термокарстовых, суффозионных и других процессов, оседания, провалы грунтов на дневной поверхности, загрязнение подземных вод. При строительстве шахт, подземных сооружений, разработке горных пород происходит деформации в горных выработках, оседания и провалы на дневной поверхности, иссушение территории, развитие карста, затопление и обводнение месторождений, образование нарушенных земель.

При открытых горных работах происходит образование техногенных ландшафтов, сокращение земельного фонда, изменение гидрогеологических условий. Значительный вес материальных элементов (здании, сооружений, искусственных водоемов) способствует гравитационному уплотнению пород и увеличению напряженности их состояния, что может при определенных обстоятельствах привести к оседанию поверхности земли и объектов, расположенных на ней. Оседание и просадка грунтов с образованием местных депрессий земной поверхности также могут быть следствием длительной эксплуатационной откачки подземных вод для питьевого, технического и хозяйственного водоснабжения.

Несмотря на высокий уровень прогрессирующего техногенного развития мировая экономика и экологическая безопасность техногенных объектов человечества продолжают оставаться зависимыми от климата. Это подтверждают многие факты, имевшие место в начале XXI века. Среди них необычные наводнения, в результате которых в мае 2001 года город Ленек был почти полностью уничтожен; частичное затопление летом 2002 года нескольких крупных европейских городов; небывалые ранее как по величине, так и по продолжительности положительные аномалии температуры воздуха, зафиксированные летом 2003 года в Западной Европе и в 2010 году в России. Современные изменения климата способствовали усилению многих природных

опасностей, в том числе и геокриологических, связанных с таянием льда Сопутствующие им геоморфологические процессы оказывают особенно сильное неблагоприятное воздействие на окружающую среду и объекты инженерной инфраструктуры страны в районах Крайнего Севера и Дальнего Востока.

Оценка природных опасностей 1. Какие природные опасности, где и при каких условиях могут поразить исследуемую территорию? 2. Какова их интенсивность и повторяемость (частота)?

*

Оценка уязвимости объектов хозяйства и населения 1. Как используется или будет использоваться территория? 2. Какие объекты на ней расположены и предполагается расположить? 3. Какова численность, состав, распределение по объектам и подвижность населения? 4. Какова уязвимость отдельных объектов и населения при воздействии опасностей определенного типа и интенсивности?

*

Оценка природных рисков 1. Какие сценарии развития и последствия природных опасностей возможны? 2. Какова вероятность реализации этих сценариев? 3. Какими будут потери от отдельных опасностей? 4. Какими будут суммарные потери?

Управление природными рисками 1. Какие меры предполагается осуществить для уменьшения рисков? 2. Какие уровни считаются допустимыми (приемлемыми) и не превышают ли остаточные риски этот уровень? 3. Как осуществляется или будет осуществляться обмен информацией и контроль за природными опасностями, состоянием объектов и рисками? 4. Как воспринимает население установленные опасности, риски, меры предупреждения и контроля за ними? 5. Какие дополнительные меры необходимо осуществить для уменьшения и контролирования рисков?

Рис. 3.1. Функциональная структура анализа безопасности объектов НТК.

В России общая площадь районов распространения вечной мерзлоты равна ~10,7 млн. км2, что составляет около 63% территории страны ( см.Рис.3.1). В зависимости от сомкнутости многолетнемерзлых пород, различают области их сплошного (более 90% площади), прерывистого (50%-90%) и островного (10%-50%) распространения, между которыми можно провести границы.

Рост температуры многолетнемерзлых грунтов и уменьшение их несущей способности представляют серьезную опасность для топливно-энергетического комплекса России, вызывая увеличивающиеся повреждения объектов инфраструктуры ТЭК и значительно затрудняя освоение новых регионов и месторождений .В то же время в районах распространения вечной мерзлоты на территории РФ сосредоточено более 80% разведанных запасов нефти , около 70% - природного газа, создана разветвленная инфраструктура нефтегазового комплекса.

Рис.3.2.Зоны распространения многолетнемерзлых пород на территории России. 1 -островного,2-прерывистого,3-сплошного распространения.

Для расположенных в этих районах сооружений (дорог, нефте- и газопроводов, резервуаров, площадок нефтегазопромысловых объектов, зданий и др.) наибольшую опасность представляет таяние вечной мерзлоты. Многие из них построены на свайных фундаментах, используют многолетнемерзлый грунт в качестве оснований и рассчитаны на эксплуатацию в определенных стабильных температурных условиях. Исследования показали, что при оттаивании мерзлых грунтов изменяются их физико-механические свойства (объемный вес, влажность, пористость, адгезия к сваям-основаниям), что в конечном счете уменьшает несущую способность фундаментов, приводя к повреждению построенных на них сооружений.

В XX столетии средняя годовая температура воздуха в среднем по Земле увеличилась приблизительно на 0,6°С, при этом области распространения вечной мерзлоты потеплели значительно больше, местами до 5°С. Такие изменения температуры не имели места на протяжении по крайней мере 1000 предыдущих лет. Для Земли в целом период с 1991г. по 2000 г. был самым теплым десятилетием, а 1998 и 2001 - самыми теплыми годами за всю историю инструментальных измерений температуры воздуха. Большинство мировых ученых поддерживают точку зрения, согласно которой изменения климата объясняется действием антропогенных и естественных факторов, главным образом парниковым эффектом углекислого газа, поступающего в атмосферу при сжигании ископаемого топлива, и метана, содержание которого

в атмосфере также растет. Для построения прогнозов будущего климата крайне важным является вопрос о том, как изменится средняя по Земле температура в случае удвоения современной концентрации углекислого газа в атмосфере. Эта величина, получившая название чувствительность климата, по различным теоретическим оценкам находится в пределах от 1,5 - 5,8°С. Ее также можно оценить, сопоставляя температуру воздуха и содержание углекислого газа в атмосфере в прошлые геологические эпохи. Согласно полученным таким образом данных, чувствительность климата близка к 3°С, и, следовательно, именно настолько может вырасти средняя по всей Земле температура воздуха через 50-70 лет, даже если в результате предпринимаемых многими странами мер скорость поступления парниковых газов в атмосферу будет постепенно уменьшаться. В контексте рассматриваемой проблемы влияния потепления на устойчивость инфраструктуры ТЭК России важно знать, как при этом будет изменяться температура в области распространения вечной мерзлоты в ближайшие несколько десятилетий.

Данные, полученные в результате расчетов по трехмерным климатическим моделям, указывают на то, что в ближайшие 25-30 лет среднегодовая температура на арктическом побережье Сибири может увеличиться на 3-5°С, в Якутии, на Дальнем Востоке и на севере европейской территории России - на 2-4°С. На северо-западе России и на севере Европы потепление будет слабым, не более 1°С, что отчасти обусловлено стабилизирующим влиянием океанических течений. К середине столетия эти цифры могут возрасти в полтора-два раза. Несмотря на то, что результаты расчетов по моделям различаются между собой, для каждого района можно выделить диапазон между минимальной и максимальной оценками, который характеризует точность прогноза температуры в данном регионе. Среди множества существующих теоретических моделей климата лучше других описывают известные закономерности изменения климата в области распространения вечной мерзлоты модели, разработанных в ведущих научных центрах Германии (ЕСНАМ-4), Англии (НаёСМ-З), США (вЕБЬ, Т^САЯ) и Канады (ССС), хотя отклонения прогнозов и по этим моделям от средней оценки изменения температуры воздуха достаточно велики и иногда превышают 50%.

Воздействие изменения климата на вечную мерзлоту будет проявляться прежде всего в изменении температуры многолетнемерзлых пород и увеличении глубины их сезонного протаивания. Со временем эти процессы приведут к сокращению площади вечной мерзлоты, часть которой либо протает полностью, либо перейдет в реликтовую форму и будет отделена от поверхности талым слоем. Особенно высокой уязвимостью обладают мерзлые грунты с повышенным содержанием солей. В таких грунтах по всей глубине мерзлого слоя наблюдаются линзы различного размера с высокоминерализированной водой, имеющей отрицательную температуру -криопэги. Рассол в криопэгах находится в термодинамическом равновесии с окружающим мерзлым грунтом, и даже небольшое увеличение температуры грунтов, при том, что она остается отрицательной, приводит к нарушению равновесия раствор-лед и развитию деструктивных геоморфологических процессов. Особую опасность криопэги представляют для опор и скважин. Локальное протаивание прилегающего к криопэгу грунта вблизи вертикальной

стенки даже на большой глубине может привести к распространению рассола вдоль всей конструкции и дальнейшему протаиванию грунта вдоль скважины или опоры. Засоленные грунты широко распространены на Ямале в районах открытых и перспективных нефте- и газовых месторождений. Проблема взаимодействия сооружений с криопэгами также возникла при проектировании и строительстве железной дороги Обская - Бованенково.

Расчеты, проведенные с использованием пяти различных долгосрочных прогнозов изменения климата, дали следующие результаты. В ближайшие 2530 лет площадь вечной мерзлоты может сократиться на 10%-18%, а к середине столетия на 15%-30%, при этом ее граница сместится к северо-востоку на 150200 километров. Повсеместно увеличится глубина сезонного протаивания вечной мерзлоты, в среднем на 15%-25%, а на Арктическом побережье и в отдельных районах Западной Сибири до 50%. В Западной Сибири (Ямал, Гыдан) температура мерзлых грунтов повысится в среднем на 1,5-2°С, с нынешних -6...-5°С до -4,..-3°С.При этом возникнет опасность формирования высокотемпературных мерзлых грунтов даже в районах Арктики . На участках деградации вечной мерзлоты в южной периферийной зоне будет происходить таяние существующих островов мерзлоты. Поскольку здесь мерзлые толщи обладают небольшой мощностью (от нескольких метров до нескольких десятков метров), за время порядка нескольких десятилетий возможно полное протаивание большинства островов мерзлоты. В наиболее холодной северной зоне, где вечная мерзлота подстилает более 90% поверхности, будет главным образом увеличиваться глубина сезонного протаивания. Здесь также могут возникать и развиваться крупные острова несквозного протаивания, в основном под водными объектами, с отрывом кровли мерзлоты от поверхности и сохранением ее в более глубоких слоях. Промежуточная зона будет характеризоваться прерывистым распространением мерзлых пород, сомкнутость которых будет уменьшаться в процессе потепления, а глубина сезонного протаивания расти.

Таяние приповерхностной вечной мерзлоты будет сопровождаться значительными изменениями ландшафта с преобладанием депрессивных форм, приводя к формированию термокарстовых озер. Очевидно, что изменения, связанные с таянием приповерхностной мерзлоты, крайне опасны для любых имеющихся сооружений в этой зоне. Менее очевидна опасность последствия потепления для объектов ТЭК там, где вечная мерзлота сохранится, но глубина ее сезонного протаивания значительно увеличиться.

Не менее серьезную угрозу представляет оттаивание льдонасыщенных грунтов и пластов погребенного льда, мощность которых может достигать нескольких метров Таяние содержащегося в грунте льда сопровождается просадками земной поверхности и развитием опасных мерзлотных процессов: термокарста, термоэрозии и др. В результате происходят значительные изменения рельефа, которые ухудшают напряженно-деформированное состояние трубопроводов и других сооружений, расположенных в данной местности.

На протяжении двадцатого столетия наблюдался рост температуры верхних слоев многолетнемерзлых грунтов и увеличение глубины сезонного протаивания, причем в последние три десятилетия эти процессы ускорились.

С начала 1970-х годов температура мерзлых грунтов повысилась на 1-1,5°С в центральной Якутии и до 1,0°С в Западной Сибири, при том, что температура воздуха увеличилась на 1,0-2,5°С.

Многие факты свидетельствуют о том, что в последние десятилетия деструктивное воздействие криогенных процессов на объекты инфраструктуры в области распространения вечной мерзлоты усилилось Согласно опубликованным данным, в Западной Сибири ежегодно происходит около 35 тыс. отказов и аварий на нефте- и газопроводах. Причем около 21% всех зафиксированных аварий вызваны механическими воздействиями, в том числе связанными с потерей устойчивости фундаментов и деформацией опор Полевые геоэкологические обследования объектов нефтегазового комплекса в Ямало-Ненецком АО, в Ненецком АО и других районах распространения вечной мерзлоты указывают на то, что вокруг добывающих и разведочных скважин часто возникают зоны растепления. Это приводит к просадке грунтов и образованию в приустьевой зоне воронок, влияющих на устойчивость скважин и их наземного оборудования.

Характеристика техногенного воздействия объектов НТК

на окружающую среду

Определяющими факторами глобального нефте- газопромышленного тех-ногенеза являются масштабы добычи этих природных компонентов и уровень их потерь в естественном и переработанном виде. При современных способах разработки около 40-50% разведанных запасов нефти и 20-40% природного газа остаются неизвлеченными из недр, 1-17% нефти, газа и нефте-газопродуктов теряются в процессах добычи, подготовки, переработки, транспортирования и использования. Крупные комплексы нефтяной и газовой промышленности и населенные пункты преобразуют почти все компоненты природы (воздух, воду, почву, растительный, животный мир и т.п.). В атмосферу, водоемы и почву в мире ежегодно выбрасывается более 3 млрд. т твердых промышленных отходов, 500 км3 опасных сточных вод и около 1 млрд. аэрозолей, разных по крупности частиц и химическому составу.. Номенклатурный состав ядовитых загрязнений содержит около 800 веществ, в том числе мутагены, влияющие на наследственность, канцерогены на зарождение и развитие злокачественных новообразований, нервные и кровяные яды - на функции нервной системы, состав крови и кроветворение, аллергены - на отдельные органы и организмы и др. Содержание их в воздухе в ряде случаев в 3-10 раз превышает предельно допустимые концентрации (ПДК).

Реализация второго определяющего фактора регионально-экологического значения обусловлена действительным распределением источников загрязнения окружающей природной среды по удельному весу. Потери нефти в мире при ее добыче, перереботке и использовании превышают 45 млн. т в год, что составляет около 2% годовой добычи. Причем из них 22 млн.т теряются на суше, около 7 млн. т - в море и до 16 млн. т поступают в атмосферу из-за неполного сгорания нефтепродуктов при работе автомобильных, авиационных и дизельных двигателей.

В мировых запасах горючих ископаемых нефть, по современным данным, составляет 10%, а уголь 70%. В тоже время человечество в настоящий период потребляет около 65-70% всей разведанной нефти и только 10-15% угля. За сутки топлива потребляется столько, сколько природа может синтезировать за тысячелетие. Высокие темпы добычи нефти и газа, масштабы их глубокой химической переработки превратили их в опасные источники загрязнения окружающей среды.

Количество нефти, вытекающее при аварии, случайная функция, зависящая от следующих случайных параметров:

- а) размера и места расположения дефектного отверстия;

- б) интервала времени t с момента возникновения аварии до остановки

перекачки (принимаемого, равным 5-15 мин для крупных разрывов, 1 ч а с

для малых утечек, которые трудно зафиксировать приборами на НПС);

в) продолжительности истечения нефти с момента остановки перекачки до закрытия задвижек, которая для данной системы нефтепроводов может не рассматриваться, так как электрозадвижки управляются автоматически;

г) времени прибытия аварийно-восстановительных подразделений (бригад) (от 20 мин до нескольких часов в зависимости от погодно-климатических условий) и эффективности мер по локализации аварии.

Разливы и утечки нефти, как показывает практика, неизбежны при транспортировке нефти по трубопроводам. Особую опасность представляют аварии на магистральных нефтепроводах (МН). В отличие от локально расположенных насосных станций и других предприятий, на магистральных нефтепроводах значительно труднее обеспечить высокую эффективность по защите окружающей среды на всей протяженности МН (от единиц до десятков тысяч км), расположенных иногда в труднодоступных местах. Как правило, для обеспечения быстрого реагирования на возможные нефтяные разливы на МН через каждые 150- 300км создаются специальные подразделения аварийного реагирования, оснащенные всеми необходимыми средствами для ликвидации расчетного возможного аварийного разлива нефти. Такие подразделения могут обеспечить нормативные требования по локализации и ликвидации АРН.

Нефть, попадая в почву и грунты, вызывает необратимые изменения, связанные с их битуминизацией, гидронизацией, цементацией, загрязнением и т.д. В результате нарушения почвенного покрова и растительности усиливаются нежелательные процессы - эрозия почв, деградация, криогенез. Происходит изменение фильтрационных и физико-механических свойств грунтов.

Фильтрация нефти в почву создает хроматографический эффект, приводящий к ее дифференциации: в гумусо-аккумулятивных горизонтах сорбируются высокомолекулярные компоненты, содержащие смолисто-асфальтеновые и циклические соединения, а легкие углеводороды проникают в нижние минеральные горизонты. В анаэробной обстановке они могут сохраняться длительное время. Почвенные горизонты при этом выступают как геохимические барьеры. Кроме того, опасность загрязнения и возможность самоочищения почв от продуктов нефтедобычи в отдельных ландшафтных зонах и областях России существенно различны. Опасность остаточного накопления нефтепродуктов в почвах возрастает с юга на север, а в пределах отдельных

биоклиматических зон и провинций от песчаных почв к суглинистым и глинистым.Нефтяное загрязнение, обусловленное аварией, отличается от многих других техногенных воздействий тем, что оно дает не постепенную, а, как правило, залповую нагрузку на среду, вызывая быструю ответную реакцию.

Уровни, формы проявления и эффекты токсического воздействия нефтяных углеводородов характеризующиеся сложной иерархией по уровням влияния и адаптивным эффектам, приведены в таблице.

Характер и тяжесть возможных действий нефтяных разливов определяется в значительной мере траекторией переноса и устойчивостью нефтяного пятна. В случае отсутствия его контакта с береговой линией (т.е. при дрейфе в открытом море), часть нефтяного пятна может быстро (в течение нескольких суток) рассеяться в больших объемах воды, когда скорость ветра создает достаточное волнение.

При этом нефть эмульгируется и ее токсические свойства снижаются таким образом, что воздействие оказывается кратковременным и обратимым. Если нефтяной разлив воздействует на прибрежную зону или береговую последствия, как правило, носят более серьезный и затяжной характер.

Эти последствия также отличаются более высокой степенью неопределенности и изменчивости, чем при разливах в открытых водах.

При разливах нефти на почву влияние места расположения объекта на скорость распространения разлива существенного влияния оказывать не будет.

Основное влияние места положения производственного участка будет указывать на скорость распространения разливов нефти при попадании ее во внутренние водоемы, речные и морские акватории.

Влияние пленок нефти при загрязнении воды определяется в основном тем, что нефть представляет собой сложную смесь соединений, состоящую главным образом из углеводородов различного состава и строения. Разлившаяся масса нефти быстро растекается по обширным акваториям. Установлено, что 1 г нефти создает на поверхности воды пятно, диаметр которого может достигать, в зависимости от свойств нефти, от 1 до 2 м.

Испарение пролитой нефти с водной поверхности. Пролитая на воду нефть располагается в виде тонкого слоя, где на каждый килограмм её в среднем приходится несколько квадратных метров площади поверхности, контактирующей с водой и воздухом, где протекают процессы взаимодействия нефтяного пятна с окружающей средой, в результате чего изменяются свойства и масса нефти, а также разрушается само пятно.

Воздействие ветра и волнений на пятно нефти, вызывающее его смещение, дробление и эмульгирование, а также усиливающие испарение, оказывают существенное влияние на состояние пятна.Испарение нефти наиболее интенсивно происходит в начальный период, когда испаряются легкие фракции, затем этот процесс замедляется. Зона загрязнения как правило начинается непосредственно у места, где произошло аварийное разлитие нефти и распространяется на расстояние в несколько километров от места аварии.

Распространение разлитой нефти в условиях реки происходит в основном под действием течения, ветра и колебаний уровня воды и имеет свои особенности, ввиду близости берегов и извилистости русла нефть быстро дос-

тигает берега.

При разливе в акватории нефть перемещается по поверхности воды в направлении равнодействующей сил ветра и течения, а достигнув берега, перемещается протекая вдоль береговой линии. Когда нефтяное пятно достигает берега, происходит его переформирование: в одних случаях нефть ветром прижимается к берегу и располагается в виде клина (у преграды слой нефти имеет наибольшую толщину, а с наветренной стороны - наименьшую); в других случаях, когда действие ветра незначительно, толщина слоя относительно равномерна.При слабом течении или его отсутствии (озеро) перемещение нефти обусловлено действием ветра, при этом скорость движения нефтяного пятна составляет 3-4 % от скорости ветра.

Степень воздействия аварии на почвенно-грунтовую среду в большой степени зависит от того, произошла ли утечка на дневной поверхности (например, при повреждении наземного резервуара, наземного либо надземного участка нефтепровода) или ниже ее (при повреждении подземного участка нефтепровода без обнажения его или подземного резервуара). Важно при этом, подогретыми или холодными (обычными) являются перекачиваемые нефти и нефтепродукты. При прочих равных условиях наибольшие объемы растекания и, следовательно, наибольший ущерб имеет место при утечках подогретых нефтепродуктов на дневной поверхности. Процесс загрязнения грунтовой среды при утечках нефти на дневной поверхности можно разделить на три последовательные во времени стадии, сменяющие друг друга по мере изменения соотношения между силой гравитации, под действием которой нефть опускается вертикально вниз, и поверхностных и капиллярных сил, способствующих распространению нефти вширь. Первая, начальная стадия характеризуется образованием, по мере растекания нефти поверхностного ареала загрязнения - нефтяного пятна и незначительной инфильтрацией нефти в грунтовую среду. На второй стадии происходит главным образом вертикальная инфильтрация нефти в нижележащие слои. При этом, переход к следующему слою наступает после максимального смачивания нефтью пор данного слоя. И, наконец, третья стадия характеризуется в основном боковой миграцией нефти в грунтовой среде. Это связано с тем, что при достижении некоторой глубины влияние гравитации, являющейся основной движущей силой процесса инфильтрации, оказывается несоизмеримо малым по сравнению с действием поверхностного натяжения и распространение нефти вглубь грунта прекращается. Проявление капиллярных сил хорошо прослеживается при значительной проницаемости и пористости грунтов. Как показывают исследования, суглинки поглощают около 550 г нефти на 1 кг почвы, а песок - 250 г/кг, т.е. суглинки, адсорбируют в 2 раза больше нефти, чем песок. В горных породах нефть движется в основном по трещинам.

При локальном повреждении резервуара и переливе из него жидкости площадь разлива определяется границами обвалования. В случае полного разрушения наземного резервуара прогнозируемая площадь растекания жидкости на местности пропорциональна максимальному объему хранимой в нем жидкости. Коэффициент пропорциональности (растекания) зависит от расположения резервуара на местности. На горизонтальной и относительно ровной площадке коэффициент растекания необходимо принимать равным не менее 5; на возвышенной по отношению к соседним объектам площадке - не менее 12.

Как показывает статистика в стране происходит два-три разрушения резервуаров в год. Процесс разрушения резервуара чрезвычайно быстрый, а ударная сила образовавшейся волны прорыва очень высока. Несомненно, что особо опасными будут последствия разрушения резервуара при его расположении поблизости или в черте населенного пункта. Простейшие расчеты показывают, что при разрушении наземных резервуаров масштабы растекания и загрязнения могут быть огромны (при слое 10 см - 1 га на каждую тысячу тонн нефти), особенно если учесть все возрастающий единичный объем резервуаров (до 50-100 тыс. м3). Крупные площади загрязнения получаются и при утечках нефти и нефтепродуктов из магистральных трубопроводов с большим диаметром труб и высокой производительности перекачки, а также при утечках нефти и нефтепродуктов из танкеров.

Выброс и растекание нефти и нефтепродуктов из горящих и негорящих резервуаров относятся к особо опасным явлениям в процессах возникновения, развития и тушения пожаров в резервуарных парках. Эти явления способствуют быстрому распространению пожара на большой площади, осложняют обстановку пожара, создают угрозу для личного состава и техники пожарной охраны, увеличивают время тушения пожара, а в некоторых случаях, делая тушение практически невозможным до выгорания основной массы горючего, существенно увеличивают масштаб пожара и наносим им материальный ущерб.

Опасные аварийные выбросы с последующим растеканием нефти по территории резервуарных парков, производственных площадок и окружающей местности могут происходить в результате повреждений резервуаров и связанных с ними трубопроводов, нарушений технологического режима с переполнением и переливом резервуаров, неправильного выполнения очистных и промывочных операций при подготовке резервуаров к осмотру или ремонту, потери герметичности фланцевых соединений и арматуры технологических трубопроводов под тепловым воздействием пожара, а также в результате вытекания и выброса горящей нефти из резервуаров.

Даже так называемые «технологические» утечки нефти (перелив, промывка), обусловленные несовершенством технологии или халатностью людей, способны постепенно создать опасное загрязнение окружающей местности, если такие утечки допускаются часто или систематически. В настоящее время в районах, где расположены объекты нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, нефтепроводы, транспортные магистрали, нефтебазы, заправочные станции и т.п., обнаружилась долгое время скрываемая (квазикатастрофическая) экологическая ситуация. В результате неизбежных утечек нефти и нефтепродуктов из базовых и заводских коммуникаций, аварийных разливов и технических сбросов из нефтепроводов, открытого фонтанирования нефтеразведочных скважин, потерь при транспортировке, захоронения нефтесодержащих отходов образовались очаги нефтяного загрязнения почвогрунтов, зоны аэрации, подземных вод.

Высокая токсичность и пожароопасность нефти и нефтепродуктов значительно усугубляют последствия нефтяного загрязнения и тем самым предопределяют необходимость детального изучения причин утечек и характера загрязнения. Как показывает анализ статистики аварийных ситуаций в нефтяной отрасли, наибольшее количество выбросов загрязняющих веществ в приземный

слой атмосферы связано с выходом перекачиваемого продукта из нефтепроводов (хранилищ) вследствие нарушения их герметичности.

Наиболее интенсивное воздействие на природную среду связано с возгоранием нефти или нефтепродукта и возникновением пожара, который может значительно усилить последствия первичной аварии и даже вызвать катастрофические последствия. Горение больших количеств нефти при аварийных разливах помимо утраты плодородия почв, гибели микроорганизмов в воде и почве может приводить к образованию и выпадению кислотных осадков. Поскольку скорость горения нефти на почвах и водной поверхности ниже, чем в резервуарах, можно ожидать, что при горении разлитой нефти в природную среду будут поступать более токсичные продукты горения.

При загрязнении нефтью разрушается структура почвы, изменяются ее физико-химические свойства. В результате резко снижается водопроницаемость, увеличивается соотношение между углеродом и азотом (за счет углерода нефти), что приводит к ухудшению азотного режима почв, нарушению корневого питания растений.

Опасным источником загрязнения воздуха являются резервуарные парки НТК. В процессе их эксплуатации объем энергоресурсов, хранящихся в резервуарах, постоянно колеблется. В стационарном режиме и во время опорожнения резервуара воздушное пространство между продуктом и крышкой резервуара интенсивно насыщается испаряющимися углеводородами (парами бензина), и когда давление паров продукта достигает критического, срабатывает дыхательный клапан и пары углеводородов (бензина) выбрасываются в атмосферу «малое дыхание» резервуара. Число «малых дыханий» может достигать от нескольких сотен до тысячи раз в год. Во время заполнения резервуара воздух, насыщенный парами углеводородов (бензина), выбрасывается в атмосферу «большое дыхание» резервуара. Количество «больших дыханий» может изменяться от нескольких десятков до сотни раз в год. Выбросы паров углеводородов и бензина в атмосферу из резервуаров достигает значительных значений. В результате только одного «большого дыхания» потери нефти из резервуара объемом 5000 м3 могут достигать 3,5 т.

Выбросы в атмосферу паровоздушной смеси, содержащей до 30% паров легких фракций углеводородов, происходят в основном из резервуаров в ходе перевалочных операций на нефтеперевалочных базах и бензозаправочных станциях. При каждой операции слива (налива) бензина в атмосферу выбрасывается 0,5-1,5 кг паров углеводородов на каждый м3 переливаемого топлива. Суммарные безвозвратные потери углеводородов при этом могут достигать 0,6% объема перевалки нефти и нефтепродуктов. Необходимость сливно-наливных операций, неизбежность суточных колебаний температуры окружающего воздуха предопределяют стационарный характер такого загрязнения, что позволяет локализовать основные источники загрязнения атмосферы в пределах резервуарного парка.

Характер и степень нефтяного воздействия на почвенно-растительный комплекс определяются объемом ингредиента и его свойствами, видовым составом растительного покрова, временем года и другими факторами. Разные виды растений обладают различной чувствительностью к нефтяному загрязнению. Многие виды сосудистых растений оказываются в определенной

степени устойчивыми к нефтяному загрязнению, тогда как большинство лишайников погибает при воздействии на них нефти и нефтепродуктов. Установлено /10/, что для растений наиболее токсичны углеводороды с температурой кипения в пределах от 150° до 275° С, т.е. нафтеновые и керосиновые фракции. Углеводороды с более низкой температурой кипения менее токсичны для растений либо вообще безвредны, особенно их летучие фракции, поскольку они испаряются, не успевая проникнуть через растительную ткань. Высоко- кипящие тяжелые фракции нефти также менее токсичны, чем нафтеновые и керосиновые фракции, в виду их высокой вязкости.

Значительные изменения химических показателей воды происходят при содержании нефти и нефтепродуктов более 100-500 мг/л. Пленка нефти на поверхности водоема ухудшает газообмен воды с атмосферой, замедляя скорость аэрации и удаления углекислого газа, образующегося при окислении нефти. При толщине нефтяной пленки 4,1 мм и концентрации нефти в воде 17 мг/л количество растворенного кислорода за 20-25 суток понижается на 40%.

Кроме попадания в воду собственно нефти или нефтепродуктов, в нефтедобывающих районах крупным источником загрязнения рек и водоемов являются сбросы отработанных и пластовых вод нефтепромыслов.

Одной из наиболее острых проблем при работе НС является загрязнение атмосферы. При этом выбросы в атмосферу характеризуются большой сосредоточенностью, неоднородностью по составу и наносят ущерб здоровью людей и окружающей среде.

Эти загрязнения попадают в атмосферу как в результате утечек через неплотности арматуры и оборудования, так и при работе вытяжной вентиляции при отсутствии очистки вентиляционных выбросов.

Причинами возникновения источников загрязнения атмосферы на НС могут быть также подготовка оборудования к ремонту, неудовлетворительная работа предохранительных, дыхательных, перепускных клапанов, перекачка сточных вод и сброс их в канализационные колодцы.

Основные потери летучих углеводородов происходят на НС через уплотнения клапанов, фланцев и др.

Установлено, что при нормальной работе один насос в течение часа выделяет до 1 кг газов и паров. Это наносит ущерб здоровью людей и окружающей среде.Подтекание нефти через сальники насосов может достигать 0,06% объема перекачки.

ГЛАВА 4. ПОВЫШЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ НвфтвГаЗОВОГО КОМПЛЕКСА ПУТЕМ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ИХ КОНСТРУКТИВНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПОТЕНЦИАЛА

Крупномасштабное строительство объектов нефтегазового комплекса во всех регионах страны обусловливают многоаспектный характер их техногенного воздействия на объекты reo- и биосферы. Строительный техногенез играет доминирующую роль в антропогенном воздействии прежде всего на компоненты литосферы в районе строительства. При этом следует выделить две группы техногенных нагрузок на почвенно -

растительные комплексы строящихся объектов нефтегазового комплекса: нестационарные (обусловленные использованием необходимой строительной техники) и стационарные (обусловленные собственно сооружением промышленных объектов ТЭК различного назначения). Таким образом, поток строительного техногенеза ЙС определяется из выражения

12с = 12сн + 12сс (8)

где 12 сн + 12 сс - соответственно нестационарная и стационарная составляющие этого потока. Их принципиальное различие состоит во временном проявлении: ^снСАк^^ссС^сс), причём снс «

Время окончания строительства в целом, как правило, совпадает с нестационарной составляющей (Сс ^ Снс). Анализ характеристик развития потоков строительного и промышленного техногенеза и антропогенеза свидетельствует о циклически изменяющемся во времени уровне техногенных воздействий на объекты природы. Такая цикличность свойственна суммарному

техногенному воздействию аддитивно связывающему строительную йс и

промышленную 12 п составляющие потока. Причем цикличностью за период í = и ввиду его малости можно пренебречь, а учитывая кратковременный характер действия составляющей О сн , имеем выражение для суммарной характеристики техногенеза

_ I 12 С = 12 СН + 12 СС , I <

12е = «<

I 12 Сс - 12 п , 1 > 1с (9)

Несмотря на цикличность изменения уровня техногенных воздействий, антропогенные изменения свойств окружающей природной среды носят, как правило, (при отсутствии катастрофических воздействий на объекты природы в относительно малые промежутки времени) монотонный или кусочно -монотонный характер. Монотонно возрастающий характер антропогенных изменений свидетельствует о слабой экологической защите объектов природы, отсутствии надлежащих мер по управлению природоохранными функциями трудовых процессов и т.п. Кусочно - монотонный характер антропогенных изменений с явно выраженным переходным процессом и зоной установившихся значений свидетельствует об устойчивом функционировании объекта ТЭК в режиме заданного экологического равновесия. Стационарная составляющая строительного антропогенеза £сс Ш претерпевает, как правило, (при отсутствии аварийных ситуаций) монотонное изменение со сравнительно умеренной интенсивностью возрастания. Аналитическое определение антропогенного уровня может быть осуществлено двумя путями:

а) при известной функции откуда по известному нормативному

допуску (допускаемой величине накопленных антропогенных изменений) может быть оценено время наступления экологически экстремальной ситуации

б) при неизвестной функции но заданной характеристике техногенного воздействия где Дгг - антропогенный эквивалент техногенеза; ^ -среднее значение уровня техногенного воздействия за интервал времени Рассмотренные характеристики и зависимости позволяют сформулировать общие принципы и наметить конкретные пути экологически рационального строительства. Главным критерием при этом является минимум возможных антропогенных изменений на этапе функционирования объекта нефтегазового комплекса. С позиций ограничений строительного техногенеза указанный критерий обеспечивается при следующих условиях:

1. Минимизация срока строительства объектов НТК. Это условие обеспечивает минимальные экологические потери, вызванные нестандартной составляющей строительного техногенеза, т.е.

Ш1П£Сн = /¿¿Д^снС^нсЗтшп (10)

или, учитывая Снс ^ ^с,

Ш1П£,т = /М^нСУтт. (11)

2. Минимизация стационарной составляющей антропогенного потока обеспечиваемой минимальными экологическими нагрузками а, следовательно, и техногенными воздействиями со стороны построенных объектов НТК. Данное условие достигается стабильностью технологии строительства и высоким нормативным качеством Кнорм сооружаемых объектов, т.е.

-» яМ„([) -> шаЮ (12)

3.Требования к качеству строительства объектов НТК определяют потенциальные эксплуатационные характеристики (прочность, устойчивость, герметичность, безотказность и др.), а, следовательно, в конечном счёте, и уровень экологической безопасности - как меру воздействия объекта ТЭК на окружающую природную среду.

Важным обстоятельством в выработке экологически рациональных норм строительства является дифференцированный подход к оценке геологических, геокриологических, гидрологических и других условий строительства, причем как с точки зрения минимальных нагрузок на природные ландшафты, так и в смысле выбора наиболее экономичных и в тоже время надежных инженерных решений.

Глава 5.Применение современных технологий ремонта поврежденных

газонефтепроводов полимерными композитными материалами.

Эксплуатация и своевременное обслуживание трубопроводов обходится недёшево. Но эта сумма никак не сопоставима с убытками от аварий трубопроводов. Соотнося объём средств, затрачиваемых на ремонтно-профилактические работы и гарантированную работоспособность и безопасность трубопровода, можно убедиться, что на самом деле сравнительно

небольшие вложения в ряде случаев более чем достаточны. Безусловно, наибольшее число дефектов приходится на «старые» трубопроводы. Однако нередко опасные дефекты обнаруживают и на относительно новых линиях. Эти дефекты, приобретены при строительстве трубопровода, при проведении земляных работ в местах залегания труб, из-за взаимодействия тела трубопровода с неровным скальным грунтом и по другим причинам.Значительная часть таких дефектов может не создавать сиюминутной угрозы разрушения трубопровода, но являться потенциальной причиной разрушения по прошествии определенного времени. Главную опасность для трубопровода, имеющего локальные дефекты, представляют малоциклические деформации - неотъемлемая часть функционирования любых трубопроводов. Металл трубопровода в зоне даже небольшой по площади неглубокой вмятины при изменении внутреннего давления будет испытывать не только деформации растяжения, но и опасные деформации изгиба, значительно превышающие по величине деформацию растяжения цилиндрической стенки. При наборе достаточного количества циклов изменения давления - даже в пределах рабочего - из-за больших изгибных деформаций металл стенки в месте вмятины «устаёт», и, теряя упругость, переходит в зону пластических деформаций и может разрушиться под действием обычного рабочего давления. Аналогично ситуация развивается в местах несквозных трещин, коррозионных повреждений, дефектов сварного стыка.

При наличии на участке трубопровода обширных зон выноса металла и истончения стенки, коэффициент упругости трубопровода существенно уменьшается. Пластические деформации, возникают на таком участке уже при нормативных рабочих давлениях. В дальнейшем в связи с резким падением предела прочности металла на разрыв этот участок трубопровода неминуемо разрушится. Для надежного исключения вероятности аварии в подобных случаях обычно применяется технология вырезки катушки с обязательной заменой поврежденного участка трубопровода на новый. Ремонт труб с применением полимерных композиционных материалов производится для следующих типов, дефектов:

- общая коррозия (наружная и внутренняя);

- питтинговая коррозия;

- задиры, царапины, сколы;

- каверны;

- вмятины глубиной до 5 % диаметра трубы;

- дефекты кольцевых сварных стыков - смещение кромок до 30% толщины стенки трубы, утяжины до 20% толщины стенки трубы на длине до 1/12 периметра трубы; коррозионные дефекты на сварных стыках. Существенно менее затратная и менее трудоёмкая технология ремонта участков с образовавшимися дефектами с помощью технологии применения полимерных композиционных материалов позволяет предотвратить развитие дефекта, перераспределить возникающие здесь напряжения, исключить избыточные деформации стенок трубопровода и сохранить тем самым его эксплуатационные характеристики.

Табл.5.1. Размеры дефектов трубопроводов , допускаемых к ремонту полимерными композиционными материалами

№ п/ Тип дефекта Допускаемые размеры дефектов : Я - радиус трубы в мм, 8 . толщина Метод ремонта

п стенки трубы в мм

Глубина, % Длина, мм Ширина, мм

1 Каверны, < 12 Без Без Ремонт

коррозия ограничении ограничений композиционными материалами не требуется

2 Каверны, питтинги <65 <0.5л[яб < 2лК /72 Ремонт заливным ПКМ

3 Линейные дефекты <35 <3,0 <2;гД/360

4 Общая <40 Без Без Ремонт муфтовым

коррозия при ограничений ограничений ПКМ

отсутствии дефектов по п/п 2, 3

настоящей

таблицы

40...50 <3,0 ^ÍRS <2я#/3

50...60 <2,Зл/Я5 <2яД/8

5 Общая <40 Без Без Комбинированный

коррозия при ограничении ограничений ремонт

наличии

дефектов по п/п 2, 3

настоящей

таблицы

40...50 <3,0 41*5 <2яЯ/3

50...60 <2,Зл/Д5 < 2яК /8

С развитием транспортной трубопроводной сети страны и возрастанием сроков ее эксплуатации в сложных природно-климатических условиях объём необходимых предупреждающих ремонтных работ по устранению дефектов на трубопроводах объективно значительно возрастает. Следовательно, возрастает актуальность и значимость технологий ремонта, которые могут гарантировать восстановление проектных характеристик поврежденных трубопроводов и их безотказную эксплуатацию без ограничения сроков их возможной дальнейшей эксплуатации.

Именно такими технологиями , - позволяющей надёжно устранить потенциальные источники возможных аварий на газо-нефтепроводах и гарантирующей безопасную эксплуатацию отремонтированного участка на

протяжении всего будущего цикла эксплуатации трубопровода, - является ремонт с использованием современных полимерных композиционных материалов с манжетами Clock Spring.

Преимущества применения технологии полимерных композиционных материалов с манжетами Clock Spring при ремонте поврежденных трубопроводов определяются тем, что ремонтные работы :

• производятся без вырезки катушки;

• осуществляются без вывода трубопровода из эксплуатации и остановки прокачки продукта;

• выполняются один раз на весь возможный период будущей эксплуатации трубопровода;

•имеют высокий уровень рентабельности;

•исключают необходимость повторных ремонтов на месте устранения дефекта в будущем;

• имеют абсолютно однозначные результаты и процедуру выполнения;

• мало зависят от места выполнения работ и условий окружающей среды;

• эффективны для всех марок стали и для всех диаметров трубопроводов;

• полностью исключают необходимость проведения инженерных разработок и конструирования в полевых условиях;

• полностью восстанавливают несущую способность ремонтируемой трубы Допустимость ремонта с применением композиционных материалов для дефектов глубиной более 60% (кроме одиночных каверн) в каждом конкретном случае должна быть подтверждена расчетом, выполняемым компьютерной программой "Гриф-2".

Программа разработана для различных параметров и сочетаний выявленных по результатам диагностирования дефектов трубопроводов: одиночные, смежно-расположенные, цепочка дефектов, дефект в дефекте. Программа определяет необходимость и сроки проведения ремонта участков трубопровода с дефектами, определяет условия достаточности ремонта дефектов трубопровода заливным полимерным композитным материалом или условия и параметры комбинированного ремонта трубопровода, количество композитных муфт для каждого вида и сочетания дефектов, места установки таких муфт, расстояние между смежными муфтами, минимально допустимое количество слоев композиционной ленты на каждой конкретной муфте.

Расчеты проводятся с учетом механических свойств ремонтируемых труб и используемых полимерных композитных материалов.

Манжета Clock Spring представляет собой полосу высокопрочного композитного материала на основе однонаправленного специального стекловолокна с матричной памятью свёртывания. В рабочем положении она похожа на свёрнутую часовую пружину (clock spring - часовая пружина). Перед установкой манжеты Clock Spring на поврежденный трубопровод с его поверхности удаляется старая изоляция, а поверхность трубопровода очищается до блеска пескоструйным аппаратом.Затем все дефекты на поверхности трубы заделываются передающей нагрузку мастикой с высоким сопротивлением сжатию. Затем на обработанный таким образом ремонтируемый участок трубы наматывают композитную манжету Clock Spring,

промазывая каждый виток полосы слоем быстросохнущего прочного адгезива. После установки манжеты три элемента указанного композита (полоса манжеты композита, адгезив и мастика) образуют с трубопроводом единую механическую систему с жёсткостью, превосходящей новую трубу класса Х80 см.

Рис. 5.1. Установка композитной манжеты Clock Spring на нефтегазопровод с дефектом . 1-полоса композитной манжеты;2- двухкомпонентный высокопрочный адгезив;3- мастика для передачи нагрузки с высоким сопротивлением сжатию.4-трубопровод с дефектом.

Для каждого диаметра трубы выпускаются манжеты, соответствующего размера, и при их изготовлении матричная память программируется так, чтобы манжета после деформации возвращалась в цилиндрическое состояние с диаметром, соответствующим диаметру ремонтируемой трубы. Этим и обеспечивается высокая плотность и равномерность прилегания манжеты к трубе независимо от внутреннего давления трубопровода. Матричная память и строгое соответствие диаметров применяемой манжеты и ремонтируемой трубы исключают сколько-нибудь существенное давление манжеты на трубу. Манжета предотвращает будущие возможные аварии, снимая или снижая до допустимых нагрузки в местах существовавших до ремонта дефектов трубопровода , а также расширяя зону упругих деформаций в местах значительного истончения стенок трубопровода. Плотность прилегания манжеты к стенкам трубы и полная передача на неё избыточной нагрузки со стенок трубопровода обеспечиваются:

• матричной памятью;

• специальной мастикои, заполняющей все неровности на поверхности трубопровода и передающей нагрузку на манжету в местах дефектов;

• адгезивом, не позволяющим слоям манжеты перемещаться друг относительно друга и стенок трубопровода;

• установкой манжеты при пониженном давлении в трубопроводе.

При возвращении рабочего давления установленная на трубопроводе манжета Clock Spring сразу оказывается нагруженной и работает без люфта, растягиваясь в радиальном направлении вместе со стенками трубопровода при изменении в нем внутреннего давления. Высокий модуль упругости именно в направлении по окружности трубы и отсутствие зоны пластических деформаций вплоть до

точки разрыва позволяют манжете, растягиваясь, брать на себя и равномерно перераспределять по всей длине своих волокон часть нагрузок создаваемых внутренним давлением трубопровода.

Рис.5.2. Установленные на цепочку рядом расположенных дефектов трубопровода композитные манжеты Clock Spring.

Пока участок трубы, на котором установлена манжета, находится в зоне упругих деформаций, определяемой модулем Юнга металла, манжета перераспределяет избыточные локальные напряжения, возникающие в местах дефектов. Тем самым исключается влияние этих дефектов па несущую способность трубопровода и останавливается дальнейшее развитие этих дефектов . Кроме того, манжета забирает на себя 1/6 часть общей нагрузки (таково соотношение модулей Юнга манжеты и металла трубы), поэтому предел первичных упругих деформаций трубопровода повышается примерно на 18%. Если нагрузка превышает предел упругости участка трубопровода (из-за повышения давления, обширной поверхности коррозионного дефекта и др.) и трубопровод начинает входить в зону пластических деформаций, манжета Clock Spring, растягиваясь, принимает на себя всю избыточную - за пределом упругости - нагрузку, вынуждая трубопровод вернуться в зону упругих деформаций. Если давление в трубопроводе продолжает расти и металл опять начинает течь, то манжета снимает и эту избыточную нагрузку, снова возвращая трубу в зону упругих деформаций. Таким образом, вероятность аварии из-за разрыва «текущего» металла исключается.

Способность манжеты Clock Spring снимать локальные напряжения и расширять зону упругих деформаций трубы позволяют ей сдерживать развитие стресс-

коррозии и предотвращать лавинообразное разрушение трубопроводов, если в силу каких -то внешних факторов стресс-коррозия всё же возникла.

Рис.5.3. Установленная на газопровод манжета Clock Spring рядом с дефектом продольного разрыва трубы по сварному шву.

Технология Clock Spring объединяет целый ряд изделий, предназначенных для применения и эксплуатации в различных условиях. В этот ряд входят:

• стандартные ремонтные манжеты Clock Spring;

• манжеты, предназначенные для ремонта высокотемпературных трубопроводов (Clock Spring НТ);

• манжеты, предназначенные для механической защиты трубы при наземном строительстве с монтажом на опорах или на подвеске (Clock Spring Pipe Support); комплекты для ремонта трубопроводов в труднодоступных местах (Clock Spring Snap Wrap);

• манжеты для ремонта свищей в трубопроводах низкого давления (Clock Spring Leak Stop);

• комплекты, с состав которых включены специальные материалы, позволяющие использовать стандартные манжеты Clock Spring для ремонта шельфовых трубопроводов.

Применение для ремонта трубопроводов с дефектами, вызванными коррозией или механическими повреждениями, технологии полимерных композиционных материалов и манжет Clock Spring позволяет делать ремонт трубопроводов в полевых условиях значительно проще , быстрее и выгоднее. Манжеты Clock Spring изготавливаются из специально разработанного листа , толщиной 1.5мм из высокопрочного композитного полимерного материала.

■■■■

шившш

PRING

Уникальная спирально—кольцевая форма материала манжет Clock Spring , похожая на часовую пружину, создает матричную память, которая позволяет манжете плотно обхватывать трубу практически любого диаметра по всей ее окружности. Манжета наносится с применением запатентованного, быстровысыхающего, но очень прочного адгезива, создавая при этом

ШШР®Ш' '^тштшшшшвшш композитную систему, прочность

которой превышает прочность новой трубы.

Технология полимерных композиционных материалов с манжетами Clock Spring обеспечивает надежность, экономичность и удобство ремонта практически для всех видов существующих в настоящее время газонефтепроводов. Эти технологии сертифицированы во многих странах, в том числе России, странах СНГ , США для ремонта и усиления поврежденных трубопроводов по транспортировке газа и жидких продуктов и обеспечивают неизменную надежность в дальнейшей эксплуатации, высокую коррозионную стойкость во всех водных средах, отвечающую самым жестким требованиям мировых стандартов свойство значительного улучшения механических характеристик ремонтируемого поврежденного трубопровода дает возможность широкого применения технологии полимерных композиционных материалов и манжет Clock Spring на большинстве работ по ремонту трубопроводов в полевых условиях без вывода их из эксплуатации.

Рис.5.4. Этапы технологии установки композитных манжет Clock Spring на дефекты трубопровода.

Глава 6. СТРАТЕГИИ ЭФФЕКТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОГЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТЬЮ СЛОЖНЫХ ОБЪЕКТОВ НГК

Проблемы безопасности в системе управления инвестиционно- строительными проектами НГК

Научно-технический прогресс не только способствовал повышению производительности труда, росту благосостояния общества, но и привел к появлению большого количества новых угроз как для отдельного человека так и для цивилизации в целом. В современной техносфере формируются новые негативные факторы; условия труда и жизни человека значительно превышают адаптационные, физиологические и психологические возможности организма. По мере ускорения темпов технического прогресса воздействие хозяйственной деятельности человека на природу становится все более разрушительным. Поэтому проблема обеспечения безопасности функционирования объектов техносферы и топливно-энергетического комплекса как одной из составляющих его частей , минимизации их воздействия на жизнедеятельность человека становится все более актуальной. Для человечества пришло время задуматься о путях и возможностях поддержания качества среды обитания на уровне, необходимом для сохранения здоровья людей и устойчивого существования всех земных живых популяций.

В настоящее время в России интенсивно развиваются технологии формирования рейтингов компаний и предприятий в целях повышения эффективности корпоративного управления. Это особенно важно для компаний с участием международного капитала, который достаточно широко представлен в нефтегазовом комплексе. Однако факторы риска, и особенно экологического, все еще слабо учитываются при формировании внутриотраслевых и межотраслевых критериев оценки эффективности управления, на основе которых выстраиваются отраслевые рейтинги инвестиционной привлекательности.

Активное управление рисками должно носить системный характер, однако в настоящее время наибольшее внимание уделяется финансовым рискам. В то же время последние разработки деклараций безопасности опасных промышленных объектов позволяют создать систему детального анализа подверженности экологическим рискам практически всего цикла производства на предынвестиционной, инвестиционной и эксплуатационной фазах развития предприятий ТЭК. Тем не менее, в документах ТЭО расчеты экологических рисков, как правило, отсутствуют, хотя руководящими документами, касающимися обоснования инвестиционных проектов, по оценкам воздействия на окружающую среду предписывается выполнение таких исследований . Отсутствие оценок экологических рисков на предпроектных и проектных стадиях в портфелях общих и специальных рисков компаний в будущем оборачивается значительными убытками при возникновении социальных конфликтов и ликвидационных ситуациях, приводящих к катастрофическим последствиям.

Методология принятия рациональных решений при выборе конкурентно-способного проекта НГК по критериям безопасности

Использование методик комплексной оценки экономического ущерба от возможных ЧС на объектах НГК на основе фактических затрат, а также расчет экономической эффективности и обоснование необходимого уровня инвестирования бюджетных и внебюджетных средств на мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций позволят значительно повысить уровни безопасности проектируемых и строящихся объектов НГК.

При этом целесообразно применение классификации ЧС, предполагающей их дифференциацию по:

а) сфере возникновения;

б) отраслевой принадлежности;

в) характеру явлений и процессов при возникновении и развитии ЧС;

г) масштабу возможных последствий;

д) масштабам сил и средств, привлеченных для ликвидации последствий ЧС.

Первые три критерия определяют группу ЧС (критерий а), тип ЧС (критерий б), вид ЧС (критерии б, в). Критерии в - г позволяют классифицировать ЧС по территориальным масштабам и возможным последствиям. Подобная классификация позволяет выделять и рассматривать отдельно ЧС различного уровня от объектных, местных и региональных до общегосударственных.

Современная концепция отраслевой структуры управления проектами нефтегазового строительства основана на системном и ситуационном подходах к управлению. Деловая организация рассматривается, прежде всего, как открытая система, а главные предпосылки успеха деятельности компаний отыскиваются не внутри, а вне Общества. Иными словами, успех компании связывается с тем, насколько удачно компания приспосабливается к своему внешнему окружению - экономическому, научно-техническому, социально-политическому. Вся структура управления объектов ТЭК отражает механизм комплексных образных связей на различные по своей природе воздействия со стороны внешних источников, включая масштабы и глубину проработки проекта, меру насыщенности коммерческих предложений и технико-экономических обоснований реальными материальными и человеческими ресурсами. В этих условиях возрастают роль компетентного руководителя и значение интеллектуального потенциала составляющих структур.

Важная черта новой парадигмы управления - это концепция предприятия как социальной системы. Не только характер стратегий, но и стиль руководства, уровень квалификации и мотивации людей, их социальная защищенность должны постоянно анализироваться и совершенствоваться при формировании организационных систем управления.

Указанные требования трансформированы в общесистемные методические принципы оптимального управления эффективностью инвестиционных проектов нефтегазового строительства.

Табл.6.1.Методические принципы оптимального управления эффективностью инвестиционных проектов НТК_

№ Этапы управления Факторы необходимости и достаточности состава задач для достижения целей

п/п эффективностью управления эффективностью проектов строительства

Экономиче- Технологичес- Инженерно- Социально- Нормативно-

ские факторы кие факторы экологические политические правовые

1 Анализ Анализ Анализ Анализ Изучение Изучение

интегрированных финансовых прогрессивных комплексного влияющих правовой базы

рисков по всем потоков по технических воздействия факторов на соответствие

стадиям различным решений, факторов реализации нормам

жизненного цикла аспектам обеспечивающи строительного проекта на международног

проекта приоритетного х высокую техногенеза на социально- о права и

нефтегазового инвестирования; технологичност природную политическую достаточности

строительства механизмов ь среду; обстановку в нормативно-

регулирования строительства, классификация районе технической

развития бездефектность технология и строительства и документации

внутреннего и и минимальные объектов последующей федерального и

внешнего рынка, издержки строительства эксплуатации отраслевого

прогноза строительства, по степени нефтегазовых уровня.

ресурсо- минимальный опасности, объектов Выявление

потребления и технологически масштабам действующих

формирующих й риск, потенциального нтл,

тенденций максимальную ущерба. необходимых

энергетической конструктивну Установление ДЛЯ

политики ю надежность нефтегазовых объектов оптимальных режимов и технологий строительства по сооружению экологически безопасных объектов корректировки, переработки или полного исключения

2 Обоснование Мотивированный Моделирование Многоаспек- Оптимальные Разработка кон-

стратегии выбор технологически тная оценка решения задач цепции

управления адекватных х решений эффективности реабилитации совершен-

процессом моделей оценки строительства инженерно- региона ствования феде-

нефтегазового необходимых по критериям технической за- освоения по ральных и

строительства в объемов предпоч- щиты окружа- стадиям реали- отраслевых

соответствии с финансирования, тительности ющей среды на зации проекта законов и норм

заданными отвечающих (сроки, этапах регламентации

критериями требованиям стоимость, строительства и функциони-

эффективности реализации проекта риски и т. п.) эксплуатации нефтегазового объекта рования объектов трубопроводног о транспорта

3 Разработка блока Разработка мето- Разработка Разработка Создание Разработка

моделей по много- дов оценки эко- оптимальных методов оценки обоснованной предложений и

параметрическому номической эф- алгоритмов экологической системы мер проектов

управлению фективности ин- расчета достаточности социальной нормативно-

эффективностью вестиционного конструктивной мер защиты технического

инвестиционных проекта нефтега- надежности и инженерной за- населения регулирования

проектов зового строитель- организационно щиты окружа- региона по деятельности

нефтегазового ства, выставля- - ющей среды и преду- компаний,

строительства емого на между- технологическо комплексного предительным и участвующих в

народные торги й восстановления компенсацион- реализации

эффективности нарушенных ным нефтегазовых

строительства территорий мероприятиям проектов

объектов

нефтегазового

комплекса

4 Реализация Внедрение Внедрение Исследование Реализация Представление

государственных принципов новых единых комплексных проектов

региональных и оптимального конструкций и способов и мер социальной законов и

отраслевых регулирования технологий, средств защиты, нормативно-

механизмов финансовых обеспечивающи инженерной экологической технических

обеспечения потоков по всем х требования защиты реконструкции, документов по

эффективности структурно- мировых окружающей реабилитации существу

нефтегазовых функциональным стандартов по среды, персонала и проблемных

проектов на всех звеньям надежности и унифицированн населения в решений в

стадиях реализации безопасности ых районах соответствующи

жизненного цикла проекта нефтегазового ресурсосберега освоение е

объекта при ющих объектов государственны

минимальных технологий, нефтегазового е и

материальных методов комплекса законодательны

издержках на диагностики и е органы

этапах прогнозировани

строительства и я

эксплуатации экологического ущерба

Количественные и качественные алгоритмы управления безопасностью сложных объектов НГК

Определение всех видов рисков объектов НГК на предынвестиционной, инвестиционной и эксплуатационной фазах развития предприятий НГК тесно связано с определением возможных ущербов от ЧС на объектах энергетики разных типов и видов. В качестве методической основы оценки ущербов от ЧС может быть положен универсальный принцип суммирования их характерных локальных пофакторных и пореципиентных ущербов.

Пофакторные ущербы от воздействия ЧС отражают комплексную экономическую оценку причиненного вреда по основным факторам воздействия. К ним относятся ущербы от:

загрязнения атмосферного воздуха (Ас?);

загрязнения поверхностных подземных (грунтовых) вод (Вш^з);

загрязнения артезианских подземных горизонтов вод в регионе расположения объектов ТЭК сЧС(ВаГз);

загрязнения поверхностных водоемов, рек и озер , используемых в хозяйственно-бытовых целях (ВпвГз);

загрязнения земной поверхности и почв (Згз).

загрязнения флоры в регионе расположения объектов НГК с ЧС (Пгз)

Пореципиентные ущербы отражают экономическую оценку фактического вреда, причиненного основным реципиентам пострадавшим от воздействия ЧС на объекте НГК.

К ним относятся ущербы от:

возможных потерь жизни и здоровья населения регионов размещения объектов НГК (Нг);

потерь от уничтожения и повреждения основных фондов, имущества, продукции объекта НГК и объектов народного хозяйства в регионе воздействия ЧС (Фг);

потери от изъятия или ухудшения качества сельскохозяйственных угодий (Пег);

потери продуктов и объектов лесного хозяйства регионов размещения объектов НТК (Плг);

потери рыбного хозяйства регионов размещения объектов ТЭК (Прг);

потери флоры и фауны в регионе размещения объектов ТЭК на которых произошла ЧС (Пффг);

уничтожения или ухудшения качества рекреационных ресурсов регионов размещения объектов НТК (Пркрг);

потерь природно-заповедного фонда регионов размещения объектов НТК (Ппзфг);

потерь инвестиций в регион размещения объектов НТК , вызванных ухудшением имиджа региона по причине происшедшей ЧС (Пимг);

потерь в туристическом бизнесе , вызванных ухудшением имиджа региона по причине происшедшей крупномасштабной ЧС ( Птбг);

На основе учета всех видов загрязнений и потерь суммарный ущерб W4C от чрезвычайной ситуации возникшей на единичном объекте ТЭК может быть определен по формуле:

Whc = (Af3 + ВпгГз + Bafj + ВпвГз +3 ft + Flft) + (Hr + Фг + Пег + Плг + Ррг + Рркрг + Рпзф + Пффг+Пнмг+Птбг). (13)

Разработка инвестиционного плана, как правило, связана с возможной неопределенностью условий реализации нефтегазового проекта. С этой целью должна предусматриваться корректировка принимаемых решений и экономических нормативов с возможной заменой их проектных значений на ожидаемые. В этих целях:

• сроки строительства и выполнения других работ увеличиваются на среднюю величину возможных задержек;

• учитывается среднее увеличение стоимости строительства, обусловленное ошибками проектной организации, пересмотром проектных решений в ходе строительства и непредвиденными расходами;

• аналогично, в составе косвенных финансовых результатов учитывается влияние инвестиционных рисков (связанных с техногенной опасностью) на сторонние объекты, природную среду и население.

Основными показателями, используемыми для сравнения различных инвестиционных проектов (вариантов проекта) и выбора лучшего из них, являются показатели ожидаемого интегрального эффекта Эож (экономического - на уровне народного хозяйства, коммерческого на уровне отдельного участника).

Эти же показатели используются для обоснования рациональных размеров и форм резервирования и страхования.

Если вероятности различных условий реализации проекта известны, то

ожидаемый интегральный эффект рассчитывается по формуле математического ожидания

э „ = Е э Р

(14)

где Эож - ожидаемый интегральный эффект проекта; Э; - интегральный эффект при ¡-м условии реализации; Р} - вероятность реализации этого условия.

Наименее трудоемким методом формализованного описания неопределенности является анализ возможных сценариев развития. Достоинством этого метода является то, что он позволяет оценить одновременное влияние нескольких параметров на конечные результаты проекта через вероятность наступления каждого сценария.

Построение дерева решений обычно используется для анализа риска проектов, имеющих обозримое число вариантов развития.

Последовательность сбора данных для построения дерева решений следующая:

• определение состава и продолжительности фаз жизненного цикла проекта (от инженерных изысканий до эксплуатации);

• определение ключевых событий, которые могут повлиять на дальнейшее развитие проекта (например, изменение в ценовой политике, энергоресурсные издержки и т. п.);

• определение времени наступления ключевых событий;

• формулировка всех возможных решений, которые могут быть приняты в результате наступления каждого ключевого события;

• определение вероятности принятия каждого решения;

• определение стоимости каждого этапа осуществления проекта (стоимости работ между ключевыми событиями) в текущих ценах.

На основании полученных данных строится дерево решений. Его узлы представляют собой ключевые события, а стрелки, соединяющие узлы, -проводимые работы по реализации проекта. Кроме того, приводится информация относительно времени, стоимости работ и вероятности того или иного решения.

Практически распределение риска реализуется в процессе подготовки плана проекта и контрактных документов. При этом следует помнить, что чем большую степень риска участники проекта собираются возложить на инвесторов, тем труднее будет их (инвесторов) найти. Поэтому участники проекта должны в процессе переговоров с инвестором проявлять максимальную гибкость относительно того, какую долю риска они согласны на себя принять. Для количественного распределения риска в проектах можно использовать модель, основывающуюся на дереве решений.

План финансирования проекта, являющийся частью плана проекта, должен учитывать следующие виды рисков:

1. Риск нежизнеспособности проекта,

2. Налоговый риск,

3. Риск неуплаты задолженностей,

4. Риск незавершения строительства.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе дано новое решение актуальной научной задачи установление основных закономерностей и взаимосвязей между показателями качества проектирования, строительства и эксплуатационной надёжности объектов НТК и критериями их техногенной и экологической опасности, разработка системы методологических , методических, технических и организационных решений необходимых для дальнейшего повышения уровня техногенной безопасности объектов НТК

Основные научные и практические результаты выполненных исследований заключаются в следующем:

1 .Проведен анализ современных методов техногенной опасности объектов НТК и выбраны современные и наиболее информативные методы комплексной оценки техногенной опасности объектов НТК. 2.Определены классификация и закономерности развития аварий чрезвычайных ситуаций и поражающих факторов, категории опасных объектов НТК и их систем защиты.

3. Проведен анализ и систематизация существующих в разных странах концепций и методов оценки безопасности объектов НТК с позиции теории риска.

4.На основе общесистемного анализа установлено, что технические и природные опасности, связанные со строительством и эксплуатацией объектов НТК носят, как правило, синергетический характер, выражающийся в том, что отдельно взятое техногенное или природное явление способно вызвать последовательную цепь других катастрофических явлений и процессов как на самом объекте НТК так и в регионе его расположения.

5.Впервые научно обоснована стратегическая концепция техногенной безопасности объектов НТК , на всех этапах их жизненного цикла на основе методологии оценки показателей техногенного риска при строительстве и эксплуатации объектов НТК, обоснования и выбора их технических и эксплуатационных характеристик, а также характеристик техногенеза, включающая основные принципы и положения по следующим направлениям минимизации рисков:

• совершенствование организационно-технологических решений по критериям минимизации затрат, рисков и возможных ущербов прямых контрактов, а в крайних случаях - отказом от строительства;

• выполнение технологических операций с использованием только специально адаптированных к природно-региональным условиям и ограничениям технологий строительства;

приоритетность природоохранной и ресурсосберегающей деятельности на всех этапах разработки, строительства и эксплуатации объектов НТК;

• Предложены и обоснованы объективные показатели технического диагностирования объектов НТК, используемые для целей оценки и обеспечения их техногенной безопасности.

б.Впервые дана научная систематизация нормируемых критериев конструктивной и эксплуатационной надёжности объектов НТК , составляющих необходимый информационный базис для проектирования и строи-

тельства энергопромышленных объектов, отвечающих современным требованиям техногенной и экологической безопасности. 7.Обоснованы модели и методы расчёта показателей риска объектов НТК по функциональным критериям их безопасности с учетом надежности и безопасности объектов НТК на всех стадиях их жизненного цикла.

8.Разработаны методические принципы оптимального управления эффективностью инвестиционных проектов строительства объектов НТК , которые могут быть использованы в составе новой парадигмы управления их техногенной безопасностью.

В процессе выполнения диссертационного исследования определены реальные технические и научные направления, автором разработаны Методика восстановления коррозионно- поврежденных магистральных

газонефтепроводов без вывода их из эксплуатации, с применением манжет из материала с матричной памятью свертывания Clock Spring »; «Методика оценки комплексного техногенного риска учитывающая взаимообусловленность вероятности наступления экологически экстремальной ситуации на объекте НТК и величины возможного возникновения ущерба окружающей среде»; «Методика оценки готовности подразделений аварийного реагирования к немедленным действиям по ликвидации ЧС на нефтепроводах»; «Методика проведения учений по ликвидации аварийных разливов нефти с высоким содержанием сероводорода»;

«Программа экологической безопасности при строительстве нефтепроводов»; «Положение по производственному экологическому контролю при строительстве объектов НТК » реализованы в практике строительства крупных отечественных и международных объектов нефтегазового комплекса и позволившие на стадии выполнения работы получить ощутимые эффекты от их использования.

Список публикаций автора по теме диссертации

1. Садомцев A.A. Монография. Техногенная безопасность объектов топливно-энергетического комплекса. Москва. Спутник. 2010.

2. Садомцев A.A. Применение полимерно-композитной технологии «Аргус Лимитед» для восстановления коррозионно поврежденных нефтепроводов, расположенных в прибрежных районах Каспия Алма-Ата.Изд. «Алматьштап баспасы».2000г.

3. Садомцев A.A. Оптимизация работ по нанесению полимерных защитных покрытий на ремонтируе мые нефтепроводы в условиях высокого уровня коррозионных грунтовых вод.Астана .«Gloss».2001r.

4.Садомцев A.A. Рекомендации по организации поточного ремонта газонефтепроводов в полевых условиях .Алма-Ата. Изд. «Lern» 2001г.

5. Садомцев A.A. Вопросы оптимизации времени локализации аварийных разливов нефти в сорах и поймах рек . Атырау.2002.

6.Садомцев A.A. Фоменко А.Н. Обоснование сил и средств нефтяных компаний для ликвидации аварийных разливов нефти.Алма-Ата.

Изд.«АКПАРАТ-ATA». 2002г.

7. Садомцев A.A., Прохода О.К Особенности проведения международных учений по ликвидации аварийных разливов нефти на Каспии. Материалы конференции. Гальвестоун. США. 2002г.

8.Садомцев A.A. Методика восстановления коррозионно поврежденных магистральных нефтепроводов без вывода их из эксплуатации, с применением манжет с матричной памятью свертывания Clock Spring .Алма-Ата. Изд. « Альпари».2003;

9. Садомцев A.A. ,Фоменко А.Н. Методологические вопросы ликвидации аварийных разливов нефти на нефтепроводах Каспийского региона. Алма-Ата. Из д.« АКПАРАТ-АТА». 2003г.

Ю.Садомцев A.A. ,Фоменко А.Н. Методологические вопросы обеспечения подготовки аварийных подразделений для ликвидации ЧС на месторождениях и нефтепроводах Каспийского региона. Алма-Ата. Изд. «Бастау». 2003г.

11. Садомцев А.А.Фоменко А.Н. Обеспечение подготовки и проведения учений по ликвидации аварийных разливов нефти на действующих объектах нефтедобычи и транспортировки. Атырау. Изд. «Пронто-Атырау».2003.

12.Садомцев A.A. Фоменко А.Н. Диагностика состояния и остаточного ресурса оборудования как элемент снижения рисков объектов ТЭК.Алма-Ата. Изд. « Альпари».2004.

13. Садомцев A.A. К вопросу подготовки персонала аварийно-восстановительных подразделений к действиям по ликвидации аварийных разливов нефти с высоким содержанием сероводорода Алма-АтаИзд.«АКПАРАТ-АТА». .2005.

14.Садомцев A.A., Крейг Б., Прохода О.К Особенности комплектования и подготовки аварийных сил при проведении учений по ликвидации аварийных разливов нефти III уровня. Материалы конференции.

« Безопасность нефтегазового сектора в Южном федеральном округе». Волгоград. 2005г.

15.Садомцев А. А Обеспечение безопасного строительства газонефтепроводов в условиях северных регионов. Уренгой.2006.

16.Прохода O.K., Садомцев A.A. Снижение рисков аварий при применении современных технологий восстановления нефтепроводов Материалы международной конференции .Норвегия.2006.

17. Садомцев A.A. Основные положения техногенной безопасности объектов топливно-энергетического комплекса. Материалы конференции. Алма-Ата. Изд.«АКПАРАТ-АТА».2007.

18.Садомцев A.A. Опыт применения экскаваторов «Хитачи ЕХ-400» в технологии производства буронабивных свай в условиях многолетнемерзлых заболоченных грунтов. Ванкор-Пурпе.2008.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1 .Безопасность России, Правовые, социально-экономические и научно-технические аспекты. Разделы 1;2. M., МГФ «Знание», 1999.

2. Мазур И.И., Иванцов О.М. Безопасность трубопроводных систем. М., «Елина», 2004.

3.Бадаев В.В., Егоров Ю.А., Казаков C.B. «Охрана окружающей среды при эксплуатации АЭС», Москва, Энергоавтомиздат, 1990.

4. Герштейн М.С. Динамика магистральных трубопроводов. М., «Недра», 1992.

5. Попов А.И., Козлитин A.M. Методологические подходы и количественная оценка риска чрезвычайных ситуаций в регионах с потенциально опасными объектами. « Безопасность труда в промышленности», 1995. № 2.

6. Безопасность России «Энергетическая безопасность (ТЭК и государства). М., МГФ «Знание», 2000.

7. Мазур И.И. Экология строительства объектов нефтяной и газовой промышленности. М., «Недра», 1991.

8. Мазур И.И., Иванцов О.М., Молдаванов О.И. Конструктивная надежность и экологическая безопасность трубопроводов. М., «Недра» 1990.

9. Шумайлов A.C., Гумеров А.П, Молдаванов О.И. Диагностика магистральных трубопроводов М., «Недра», 1992.

10. Бордюгов А. Г., Бордюгов Г.А. Глобальные последствия эмиссии метана в ТЭКе. «Газовая промышленность», № 12, 1995.

11. Клименко Е.Т., Бордюгов Г.А., Мещеряков C.B. Регрессионная модель оценки объемов эмиссии метана при аварийных разрывах газопроводов. «Безопасность жизнедеятельности», № 6, 2004.

12. Клепач A.B. Современные стратегии управления эффективностью инвестиционных проектов нефтегазового строительства. М., ВНИИОЭНГ, 2000.

13. Сапожников A.A., Молдаванов О.И. Экологически депрессивные территории. М., «Высшая школа», 1999г.

14. Новопашин А.И. Менеджмент в условиях глобализации мировой экономики. M., «Высшая школа», 2001.

15. Харионовский В.В. Надежность и ресурс конструкций газопроводов. М., «Недра», 2000.

16. Проценко А.Н., Пантелеев В.А. и др. Безопасность и предупреждение чрезвычайных ситуаций. Каталог-справочник. Том 1,2. Институт риска и безопасности, М., 1998.

17. Гиг Дж. Прикладная общая теория систем. М., «Мир», 1981.

18. 19. Орловский С.А. Проблемы принятия решений при нечеткой исходной информации. М., «Наука», 1981.

20. Хруцкий Е.А., Хазанович Э.С., Семенов А.И. Проблемы принятия решений. М., «Наука», 1986.

21. Воробейник Е.Л., Садыков О.Ф., Фарафонтов М.Г. Экологическое нормирование техногенных загрязнений наземных экосистем. Екатеринбург, УИФ «Наука», 1994.

22. Шоломицкий А.Г. «Теория экологического риска», Издательство ГУ ВШЭ, М., 2005.

23. Олейник К.А. «Экологические риски хозяйственной ( предпринимательской) деятельности: сущность основные виды. Управление риском», М., 2002.

2010202324