Исследование опасности и оценка риска при добыче и переработке сырья на месторождении Кумколь

На месторождении проведена работа в области оценки и контроля риска. Следует понимать, что любая деятельность (связана она с выполнением работ или нет) включает определенный уровень риска. Рабочая деятельность людей предпринимается на пользу обществу, и связанный с ней риск должен взвешиваться в сравнении с этой пользой. Для этого необходимо понимание уровней остаточного риска, связанного с данной деятельностью, и критериев приемлемости, с которыми можно сопоставить этот остаточный риск.

Распределение экономических  потерь по причинам возникновения аварий таких как: механическое разрушение, природные катастрофы, ошибки, допускаемые при эксплуатации, нарушение регламента процесса, ошибки проектов, а также процентная доля неизвестных причин показано в следующей диаграмме, рис. 2.

 

Рисунок 2 - Распределение экономических потерь

по причинам возникновения аварий

 

Оценка экологического риска на месторождении Кумколь

Эксплуатация нефтяных месторождений  неизбежно связана с техногенным  воздействием на окружающую природную  среду. Происходит трансформация, как отдельных компонентов, так и в целом природных комплексов [1,2,3,4,5,6].

Основная доля загрязнений  атмосферного воздуха Кызылординской области, а это (85-90%) приходится на передвижные  источники и на предприятия, занимающиеся нефтегазодобывающей хозяйственной деятельностью. Такие как АО «ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз», АО «Тургай Петролеум», ТОО СП «КазГерМунай» и т.д. [1,2,3].

Исследование экологической  обстановки территории нефтяных месторождений  области за 1-полугодие 2011 года, дало возможность оценить сезонное состояние земельных ресурсов  и санитарно-экологическую обстановку. По данным производственного мониторинга нефтедобывающих предприятий за 1-2 кварталы 2011 года концентрации загрязняющих веществ в почвах в весенние и летние  периоды по абсолютным значениям отличаются незначительно. Так, при сравнении величины накопления металлов в почвах м/р Кумколь кт АО «Тургай-Петролеум» и м/р Акшабулак ТОО СП «КазГерМунай» отмечено незначительное увеличение концентраций цинка, кадмия и свинца. По шкале нормирования химического загрязнения почвенных таксонов уровень загрязнения металлами почв месторождения можно отнести к средне -умеренному (по кадмию), по остальным металлам уровень загрязнения характеризуется как низкий. По показателям загрязнения земельных ресурсов месторождения Кумколь за первое полугодие 2010-2012 г.г. составлен график рис. 3. 

Рисунок 3 - Общая площадь земель, выведенных из

оборота в результате промышленной деятельности за текущий

период, га, АО «Тургай-Петролеум»

 

Таблица 1 - Загрязнение окружающей среды  АО «Тургай-Петролеум»

Показатель	2010 год I полугодие	2011г. I полугодие	Снижение, увеличение,%
Общая площадь земель, выведенных из оборота в результате промышленной деятельности за текущий период, га	56	72	У=22%
Общий объем  сброса сточных вод, тыс. м3	129,690	119,823	У = 8%
Объем общих выбросов в атмосферный воздух,тыс. тонн.	1,279	2,564	С = 50%

 

Объем общих выбросов в атмосферный воздух, за  I полугодие 2011год 2,564 тыс. тонн. Снижение 50%. по сравнению за 2010год. Если до 2004 года нефтяные компании в области занимались только добычей нефти, а попутный газ, сгорая, загрязнял окружающую среду, после постройки и установки газотурбинных оборудований были выключены газовые факелы, тем самым концентрации вредных веществ в санитарно-охраняемых зонах не превысили допустимых норм, рисунок -4.

 

Рисунок 4 - Загрязнение атмосферного воздуха (тыс.тонн.)

АО «Тургай-Петролеум

 

Основные сведения об известных авариях на нефтепроводах

Из опыта эксплуатации системы поддержания пластового давления (ППД) сварные швы разводящих водоводов выходят из строя значительно быстрее, чем на других трубопроводах. Надежность сварных швов связана с воздействием коррозионно-активных компонентов технологических вод в условиях высокого давления перекачиваемой жидкости. По результатам исследований (1997 г. НИПИнефтегаз), скорость коррозии металла коллектора, транспортирующего альбсеноманские воды, составляла 0.82 - 0.52 мм/год [1,2,7,8].

В приведенных сведениях частота порывов, отмечаемых на трубопроводных коммуникациях системы добычи, несколько превышает частоту порывов в системе ППД. Опыт эксплуатации месторождений с развитой системой ППД показывает, что причиной коррозионных нарушений трубопроводных коммуникаций системы сбора и транспортирования продукции скважин является воздействие агрессивной пластовой (сточной) воды при обводненности продукции (нефти) более 20% (на данной стадии разработки, приводящей к инверсии фаз).

Процентные соотношения основных причин отказов на магистральных нефтепроводах и аварийных факторов показаны в виде диаграмм на рисунках 5-6. Как видно основные аварийные факторы это: антропогенные внешние воздействия, опасность внутренней коррозии, аварии из-за несоответствия качества труб, конструктивно-технологические факторы, природные воздействия, эксплуатационные факторы и.т.д.

 

Рисунок 5 - Основные причины отказов на магистральных

нефтепроводах

 

При анализе условий возникновения и развития аварий были рассмотрены возможные причины возникновения и развития аварийных ситуаций с учетом отказов и неполадок оборудования, возможных ошибочных действий персонала, внешних воздействий природного и технического характера рис.5.

Причинами возникновения аварийных ситуаций в общем случае могут быть:

■-отказы технологического оборудования, в т.ч. из-за заводских дефектов, брака строительно-монтажных работ, коррозии, физического износа, образования при потере герметичности оборудования или трубопроводов за счет подсоса воздуха взрывоопасных топливовоздушных смесей, дефектов оснований резервуаров (неравномерная осадка ведет к образованию чрезмерных разрывающих и растягивающих усилий от давления жидкости); опасностей, связанных с гидравлическими ударами, вибрацией, превышением давления, прекращения подачи электроэнергии;

■-ошибки персонала, в т.ч. превышение давления в оборудовании выше допустимого, ошибки при проведении чистки, ремонта и демонтажа (механические повреждения, дефекты сварочно-монтажных работ), нарушения режимов эксплуатации резервуаров (переполнение, образование недопустимого разрежения, несоблюдение скорости наполнения и опорожнения);

■-воздействия природного и техногенного характера, в т.ч. разряды от статического электричества; грозовые разряды; смерчи и ураганы; весенние паводки и ливневые дожди; снежные заносы и понижение температуры воздуха; оползни; попадание оборудования объекта в зону действия поражающих факторов аварий, произошедших на соседних установках и объектах; диверсии)

 

Рисунок 6– Аварийные факторы на магистральных трубопроводах

 

К факторам, влияющим на возникновение аварии, относятся:

- качество строительно-монтажные работы и продолжительность эксплуатации;

- уровень антропогенной активности;

- конструктивно-технологические факторы;

- качество используемого оборудования, дефекты материла оборудования и сварных швов;

- степень природных воздействий;

- горно-геологические факторы;

- эксплуатационные факторы;

- интенсивность коррозии.

Факторами, влияющими на условия развития аварий, являются:

- региональные условия: рельеф местности, её ландшафт, время года, метеорологические условия и др.;

- наличие современных средств управления процессом переработки и транспортировки нефтепродуктов и систем диагностики состояния технологического процесса;

- оснащенность и эффективность действий аварийно- восстановительных и пожарных бригад;

- время реагирования на аварийную ситуацию как операторов ГУ, УПСВ и центральной диспетчерской, так и специальных служб.

Суммарная частота аварии на объекте, связанная с выбросом опасных веществ, определялась в предположении независимости аварийных ситуаций с учетом количества оборудования и протяженности трубопроводов. Для оценок использованы среднестатистические данные, представленные в таблице 1.

Таблица 2 - Вероятность отказов

Тип отказа оборудования	Частота (вероятность) выброса (случаев в год)	Масштабы выброса опасного вещества
Разгерметизация трубопроводов протяженностью более 30 м на 1м	5*10^ (-6)	Объем выброса, равный объему трубопровода, ограниченного арматурой, плюс дополнительный объем, поступающий от соседних блоков за время перекрытия потока
Разгерметизация единичного емкостного оборудования (включая разрыв сварных швов и фланцев подводящих трубопроводов)	1* 10^(-4)	Полное содержимое емкости

 

Число пострадавших людей определялось умножением плотности распределения людей (численность персонала в дневную смену, деленная на площадь, занимаемую производством) на площадь зоны поражения.

Исходя из анализа аварийности, особенностей технологической схемы установки, характера распределения опасных веществ по аппаратам и результатов анализа "дерева событий" были рассмотрены сценарии, связанные с разрушением, как единичного аппарата, так и отдельных групп оборудования. При возникновении аварии возможно отравление персонала и посторонних лиц при отсутствии или отложенного воспламенения.

В результате воспламенения аварий возможно образование «огненного шара» (например, при полном разрушении аппарата, объятого пламенем), воспламенение и пожар пролива нефтепродуктов, воспламенение с последующим горением или взрывом парогазового облака топливовоздушной смеси нефтепродуктов. Основные поражающие факторы аварии - открытое пламя, тепловое излучение и ударная волна. Кроме этого возможно поражение людей осколками оборудования, обломками сооружений и конструкций при их обрушении под действием ударной волны.

Индивидуальные риски рассчитывались для различного персонала и населения:

► индивидуальный риск для работников, проводящих большую часть времени в зоне повышенной опасности, т. е. операторы и обслуживающий персонал;

► индивидуальный риск для сотрудников, проводящих большую часть времени в административном (или других) здании, а меньшую - в зоне повышенной опасности;

► индивидуальный риск для персонала и населения, находящегося за пределами рабочей зоны (вне зоны повышенной опасности

 

 

Таблица 3 - Вероятности индивидуальных рисков в год  на объектах АО «Тургай Петролеум»

Участки	ДВПО	Кол-во персонала в аварии	ИРГ
Добывающие скважины	1.02Е-02	1,5	4,93Е-06
Выкидные линии	1.02Е-02	1,5	1,39Е-06
Замерные установки (ЗУ)	1.02Е-02	1,5	3,85Е-06
Дожимные насосные станции (ДНС)	1.02Е-02	1,5	6,10Е-06
Групповые установки (ГУ)	1.02Е-02	1,5	3,30Е-05
УПСВ	1.02Е-02	5	3,67Е-05
Нефтегазовые коллекторы	1.02Е-02	1,5	2,74E-07
Газовые коллекторы	1.02Е-02	1,5	5,60Е-07
Нефтяные коллекторы	1.02Е-02	1,5	2,01Е-07
Трубопровод газа на электростанцию	1.02Е-02	1,5	5,23Е-08
Трубопровод газа на ЦППС	1.02Е-02	1,5	3,47Е-07
Трубопровод товарной нефти на ЦППС	1.02Е-02	1,5	1,70Е-07
Блочная установка учета нефти (БУУН)	1.02Е-02	1	1,27Е-06
Всего по «Тургай Петролеум»			8,88Е-05

 

Вероятности летальных исходов являются консервативной («пессимистической») оценкой и предназначены для сравнения опасности различных участков. Их следует считать завышенными величинами («оценками сверху»), так как они рассчитаны на основании вероятностей возникновения аварийных ситуаций, которые приняты по средним значениям Всемирной базы данных.