Повышение безопасности транспортировки нефти на основе управления риском

УДК 622.692.4.004.58:681.5 На правах рукописи

Пуликовский Константин Борисович

ПОВЫШение безопасности ТРАНСПОРТИРОВКИ НЕФТИ НА ОСНОВЕ УПРАВЛЕНИЯ РИСКОМ

Специальность 05.26.03 Пожарная и промышленная безопасность (нефтегазовый комплекс)

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Уфа 2007

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии
«Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»), г. Уфа,

в обществе с ограниченной ответственностью «Центр исследований экстремальных ситуаций» (ООО «ЦИЭКС), г. Москва

Научный руководитель	доктор технических наук Александров Анатолий Александрович
Официальные оппоненты:	доктор технических наук, профессор Халимов Андались Гарифович
	кандидат технических наук Галеев Мидхат Нуриевич
Ведущая организация	ОАО «Мостранснефтепродукт», г. Москва

Защита диссертации состоится 3 августа 2007 г. в 17.00 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов».

Автореферат разослан 2 июля 2007 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

кандидат технических наук Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Чрезвычайные ситуации техногенного характера при транспортировке нефти по трубопроводам, как правило, приводят к загрязнению нефтью объектов окружающей среды, поэтому проблема обеспечения безопасности нефтепроводного транспорта является крайне актуальной.

В настоящее время в России находится в эксплуатации около
50 тыс. км магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов. Основное развитие системы магистральных нефтепроводов (МН) пришлось на
60–70-е годы прошлого столетия. По оценкам специалистов, сегодня более 75 % нефтепроводов России составляют трубопроводы возрастного интервала более 20 лет, около 40 % – более 30 лет. Существующая сеть нефтепроводов к настоящему времени в значительной мере выработала свой ресурс: ее износ составляет около 80 %, при этом около 35 % от общей протяженности требуют полной замены.

Правительство РФ в 2000 и 2002 гг. приняло два постановления № 613 и № 240, в которых содержатся требования к уровню и мерам безопасности при эксплуатации МН. Реализация указанных требований невозможна без применения новых наукоемких технологий при разработке технических решений по снижению рисков и методов оценки их эффективности, в том числе основывающихся на моделировании аварийных разливов нефти с помощью компьютерных ГИС-технологий.

Цель работы – повышение безопасности транспортировки нефти на основе внедрения технологии управления рисками.

Научная задача заключается в совершенствовании технологии управления риском при транспортировке нефти на основе использования географических информационных систем.

Основные задачи исследования:

• анализ существующих методов оценки риска и технологии управления риском;
• совершенствование методов оценки риска аварий на магистральных нефтепроводах;
• исследование влияния пространственно-временных факторов на показатели риска;
• разработка предложений по совершенствованию нормативных документов и технологии управления риском.

Объектом исследования являются элементы риска – нефтепроводы и окружающая среда.

Предметом исследования является методология анализа и управления рисками при транспортировке нефти.

Методы решения поставленных задач методы математического моделирования, системного анализа и синтеза.

Научная новизна:

• выявлены зависимости коэффициента сбора нефти от типов грунта, вязкости нефти, времени ликвидации аварийного разлива;
• выявлены закономерности по влиянию рельефа и фильтрационных свойств грунта на показатели риска;
• установлены зависимости по влиянию времени ликвидации аварийного разлива на показатели риска.

На защиту выносятся:

Практическая ценность результатов работы заключается в развитии методов оценки риска, создании методов управления рисками на основе оптимизации технических решений по снижению риска с применением ГИС-технологий.

Внедрение результатов. Результаты исследований использовались при оценке рисков и обосновании мероприятий по повышению безопасности в проекте нефтепроводной системы «Сахалин-2».

Апробация работы. Результаты исследования многократно докладывались на всероссийских и международных научных и научно-практических конференциях, симпозиумах и семинарах.

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано
в 14 работах.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов, библиографического списка использованных источников, включающего 183 наименования. Работа содержит 130 страниц машинописного текста, 26 рисунков и 21 таблицу.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

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

Основу исследований в диссертационной работе составили теоретические и практические труды в области изучения воздействия на окружающую среду опасных производственных объектов и разработки методов оценки и управления риском отечественных и зарубежных ученых, в числе которых Азметов Х.А., Брушлинский Н.Н., Быков А.А., Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Елохин А.Н., Зайнуллин Р.С., Идрисов Р.Х., Измалков В.И., Котляревский В.А., Корольченко А.Я., Коршак А.А., Ларионов В.И., Лурье М.В., Маршалл В., Махутов Н.А., Одишария Г.Э., Сафонов В.С., Трбоевич В.М., Шаммазов А.М. и др.

В первой главе приведен анализ статистической информации по авариям на магистральных нефтепроводах, дан обзор методов оценки и управления рисками, приведена постановка задачи исследования.

Проведенный в диссертационной работе анализ подходов к оценке показателей рисков и технологии управления рисками позволил выявить недостатки в действующих нормативных документах, заключающиеся в следующем.

1. В методическом руководстве по оценке степени риска аварий не учитываются результаты последних исследований в области прогнозирования количества разлившейся нефти.
2. В классификации риска критерий «средняя степень риска» представлен диапазоном от 0,1 до 100 т/(год 1000 км) массы ожидаемой среднегодовой потери нефти от аварий на магистральном нефтепроводе. Однако практика анализа рисков аварий МН показала, что подавляющее число оценок риска соответствует критерию «средняя степень риска». Это затрудняет подготовку дифференцированных рекомендаций по повышению безопасности транспортировки нефти в управлении риском.
3. Площадь загрязнения поверхности суши оценивается без учета рельефа местности, типа грунта, температуры окружающей среды, а также физических характеристик нефти.
4. Отсутствуют методические подходы к оценке доли собираемой нефти Kсб в зависимости от удаленности размещения аварийно-восстановительных бригад от места аварии, рельефа местности, типов почв и водных объектов.
5. Состав и распределение секционирующей запорной арматуры выбирается без учета современных взглядов на обеспечение безопасности технической системы, без оптимизационных исследований исходя из минимизации приведенных экономических издержек.

Отмечается, что несовершенство методов оценки показателей рисков приводит к тому, что не в полной мере используются механизмы управления рисками для повышения безопасности транспортировки нефти. Сделан вывод о необходимости применения в методологии анализа и управления риском новых информационных технологий. В этой связи требуется совершенствование методик анализа и управления риском, применяемых при разработке деклараций промышленной безопасности, разработке разделов проектов по оценке воздействия загрязнений на окружающую среду, планировании мероприятий по снижению потерь нефти.

Следовательно, развитие научно-методического аппарата по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах и уточнение нормативных документов является актуальным.

На основе проведенного анализа сформулирована научная задача диссертации, заключающаяся в совершенствовании технологии управления рисками на основе использования географических информационных систем.

Во второй главе приведены теоретические исследования по развитию методов моделирования аварийных разливов нефти на суше, а также по технологии управления риском на линейной части МН.

Выбор полигонов для исследования. На нефтепроводной системе «Сахалин-2» были выбраны два полигона (участки трассы с разными рельефами местности): участок 1 – со среднепересеченным рельефом (рисунок 1); участок 2 – с сильнопересеченным рельефом (рисунок 2).

Рисунок 1 Участок нефтепровода на местности со среднепересеченным рельефом	Рисунок 2 Участок нефтепровода на местности с сильнопересеченным рельефом

С использованием ГИС-технологии и характеристик рельефов указанных участков трассы были проведены численные эксперименты по оценке влияния на риск характера рельефа, типов грунта, вязкости нефти, а также технических решений по секционированию нефтепровода.

Прогнозирование объемов выхода и площадей аварийного разлива нефти. Были использованы модели расхода нефти из аварийного отверстия для трех стадий истечения на основе уравнений Бернулли и Эйлера, учитывающих процессы распространения нефти в различных сечениях трубопровода до отверстия, после отверстия и непосредственно через отверстие.

Вытекшая из аварийного отверстия нефть растекается по поверхности суши, образуя русла. Моделирование аварийных разливов нефти основано на использовании формулы Шези-Маннинга, представляющей скорость U, осредненную по поперечному сечению потока. Зная рельеф местности и другие характеристики, можно определить границы её аварийного растекания с учетом уменьшения её количества на испарение в атмосферу и фильтрацию в грунт по мере течения.

К началу моделирования разлива нефти по поверхности суши подготавливаются следующие исходные данные. Составляется матрица рельефа на основе цифровых данных о горизонталях, взятых из векторной карты. Вся поверхность суши представляется в виде одинаковых прямоугольных элементарных площадок, размер которых определяет точность расчета. Задаются координаты и размеры порыва нефтепровода, начало отсчета времени истечения, интервал длительности времени t для дискретизации по времени, уточняются модели объемных расходов нефти через аварийное отверстие.

Алгоритм моделирования можно представить в виде следующей последовательности процедур: 1) от точки порыва по матрице рельефа определяются уклоны по всем направлениям; 2) за интервал времени t определяется площадь растекания пролившейся нефти; 3) для последующих шагов процедура определения уклонов применяется ко всем точкам на границе зоны распространения нефтяного пятна; 4) учитывая, что скорость распространения нефти пропорциональна квадратному корню из уклона, определяются все узлы матрицы, которые будут затоплены за указанный интервал времени; 5) объем нефти, оставшейся на i-ой площадке, определяется по формуле

,

(1)

где Q(t) – расход нефти на указанный дискретный интервал времени;

Kпл – количество элементарных площадок, которые оказались на время t в зоне подтопления нефтяным потоком.

Процедуры в указанной последовательности повторяются до тех пор, пока суммарное время распространения нефти по суше не сравняется с суммарным временем истечения.

Убыль нефти на фильтрацию и испарение определяется для каждой элементарной площадки отдельно, с этой целью для каждой из них определяется своё время испарения и фильтрации:

tисп = tфильтр = tразл - tдост,

(2)

где tисп – время испарения, с; tфильтр – время фильтрации, с; tразл – общее время разлива, с; tдост – время достижения нефтяным пятном рассматриваемой площадки, с.

Суммированием потерь нефти на каждой элементарной площадке определяется убыль нефти на испарение и фильтрацию.

Элементарные площадки классифицируются по времени их загрязнения и по общей массе загрязнения на момент окончания каждого интервала дискретного времени. Если в каком-то его интервале объем пролива стал не выше объема убыли нефти, это означает, что процесс растекания закончился.

Суммарные потери нефти на момент времени t с участка площадью S, загрязненного нефтью, за счет испарения и фильтрации определяются процедурой по шаговому счету в дискретном режиме времени. Исходное уравнение для дискретизации имеет вид:

.

(3)

Здесь Vp (t) суммарные потери жидкости, м3; V (t) текущий объем жидкого продукта, м3; KF коэффициент фильтрации, м3/(м·с); h толщина слоя нефти, м; Kн нефтеёмкость грунта, м3/м3; U скорость ветра, м/с; RG гидравлический радиус; i уклон местности.

Влияние вязкости и типа грунта на коэффициент сбора нефти. В действующих методиках коэффициент сбора нефти задается без учета характеристик нефти и грунта. Однако указанный коэффициент не может быть больше, чем отношение объема нефти, оставшейся на поверхности суши к моменту начала её сбора, к объему нефти, вытекшей из нефтепровода. Это отношение является ограничением сверху для коэффициента сбора нефти, оно зависит от вязкости нефти и типа грунта и может быть определено по формуле

,

(4)

где V – объем аварийного пролива нефти, м3; Vф – объем нефти, впитавшейся в грунт, м3; Vи – объем испарившейся нефти, равный Mи /, м3.

С увеличением вязкости коэффициент фильтрации уменьшается, что способствует тому, что большая часть нефти остается на поверхности и может быть собрана. Для определения степени влияния вязкости нефти на величину коэффициента сбора для участка 1 были проведены расчеты по формуле (4). Время локализации аварии принималось равным 3 часам, тип грунта – супесь. Полученные зависимости представлены на рисунке 3.

Коэффициент сбора нефти является максимальным (равен 0,8) для нефти с вязкостью более 0,8 см2/с, поскольку вязкая нефть практически вся остается на поверхности суши.

1 – свищ; 2 – трещина; 3 – гильотинный порыв Рисунок 3 Зависимости коэффициента сбора К сб нефти от кинематической вязкости для аварий с образованием разных по размеру отверстий (для участка со среднепересечен-ным рельефом местности)

Для проектного объема утечки и участка со среднепересеченным рельефом местности (другие исходные данные не меняются) были определены зависимости коэффициента сбора от типа грунта. Зависимости представлены на рисунке 4.

1 – глина; 2 – супесь; 3 – песок Рисунок 4 Зависимости коэффициента сбора К сб нефти от кинематической вязкости для различных грунтов (для участка со среднепересеченным рельефом местности)

Из графика следует, что коэффициент сбора практически не зависит от вязкости при глинистых грунтах и сильно зависит от неё при других рассмотренных типах грунта.

Коэффициент сбора зависит от времени локализации аварии, он увеличивается с уменьшением указанного времени, причем в интервале от
30 минут до 3 часов зависимость является практически линейной (рисунок 5).

Для маловязкой нефти при дальнейшем повышении времени локализации (свыше 3-х часов) значение коэффициента сбора меняется незначительно. Для вязкой нефти характер зависимости не изменяется в интервале 5-ти часов.

1 – = 0,2 см2/с; 2 – = 0,4 см2/с; 3 – = 0,6 см2/с Рисунок 5 Зависимости коэффициента сбора нефти К сб от времени t локализации аварии для различных значений кинематической вязкости нефти

Зная аварийные объемы утечки нефти и коэффициенты сбора, можно определить технологические риски аварий, то есть ожидаемые массы среднегодовых потерь нефти в год на 1000 км. В этом случае частота возникновения аварий определяется по среднестатистическим показателям с учетом коэффициента влияния природных и технологических факторов на отдельных участках трубопровода (рисунок 6).

1 – = 0,2 см2/с; 2 – = 0,4 см2/с; 3 – = 0,6 см2/с Рисунок 6 Зависимости технологического риска R t, т/(год·1000 км), от времени t локализации аварии для различных значений кинематической вязкости нефти