Распределение пожаров в резервуарных парках Тюменской области по времени года

Время года	Число пожаров	%
Весна		22,6
Лето		41,9
Осень		12,9
Зима		22,6
Всего

Таблица 12.4 Распределение пожаров в резервуарах с нефтью по годам

Объекты нефтяной			За	период	, гг.
и нефтеперерабаты-	1970—	1973-	1976-	1979-	1982—	1985-	1988-	1970—
вающей промыш-
ленности
Нефтепромыслы						8 ^П
Нефтепроводы
Нефтеперерабаты-
вающие заводы
(НПЗ)
Общее число
пожаров

опасным для возникновения пожаров на резервуарах является весенне-летний период, на долю которого приходится 64,5 % всех пожаров.

В табл. 12.4 представлены данные по распределению пожаров на объектах нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности, которые произошли за рассматриваемый период на резервуарах с сырой нефтью (всего 78). Больше всего пожаров произошло в резервуарных парках нефтепромыслов (42,3 %) и нефтеперерабатывающих заводов (34,6), т.е. 76,9 % всех аналогичных пожаров. Из таблицы следует, что за данный период устойчивой тенденции роста или снижения числа пожаров в резервуарных парках не намечается.

За последнее десятилетие наблюдается некоторое снижение числа пожаров на РВС. Однако оно по-прежнему велико и лишь незначительно уступает периоду 70-х годов. Вместе с тем наметившаяся в последние годы тенденция к сокращению объемов добычи и переработки нефти при незначительном снижении количества пожаров на РВС указывает, прежде всего, на то, что проблема противопожарной защиты данных объектов по-прежнему актуальна.

За период 1970—1994 гг. из 78 пожаров на резервуарах с сырой нефтью 69 (88,5 %) произошло на наземных вертикальных стальных резервуарах, один из которых со стационарной крышей был оборудован понтоном; остальные 9 — в подземных железобетонных резервуарах. Важную информацию для разработки мер пожарной профилактики содержат сведения о непосредственном источнике зажигания взрывоопасной паровоздушной смеси. Однако примерно для 5 % пожаров непосредственный источник зажигания не установлен, но причиной четырех из них были повреждения оборудования, нарушения технологического режима, повышенная загазованность территории резервуарного парка. В этих случаях, естественно, источник зажигания является вторичным и второстепенным фактором, а защита должна быть обеспечена за счет нормального технологического процесса. Из установленных непосредственных источников зажигания наиболее распространенный — огневые работы, 26,9 % (почти каждый третий пожар).

Неосторожное обращение с огнем при ремонте резервуаров, электрические и механические искры или горячие выхлопы глушителя автомобиля при очистке резервуара через нижний люк являлись причиной 9 (11,6 %) пожаров. Всего при очистке и ремонте резервуаров произошло 29 пожаров, что составляет 37,2 % общего числа. Необходимо отметить, что 14 пожаров на резервуарах (18 %) возникли от самовозгорания пирофорных отложений, причем 64 % таких пожаров отмечено на объектах добычи нефти и 6 % — в резервуарных парках на нефтеперерабатывающих заводах. Однако для объектов Тюменской области самовозгорание пирофоров не является характерным. Число пожаров, возникающих от воздействия пожароопасных факторов соседних с резервуарами объектов, ежегодно увеличивается и в настоящее время составляет 15 или 6,2 % от всех пожаров.

В Тюменской области 64,5 % пожаров произошло в весенне-летний период. Основным источником зажигания (не считая огневых и ремонтных работ) являются разряды атмосферного электричества (21,2 %), а также огневые технологические установки (15,7 %). Кроме того, надо отметить, что в первом случае загорались только резервуары на насосных станциях нефтепроводов, что говорит о необходимости улучшения существующей молниезащиты на данных объектах.

Таблица 12.5 Распределение пожаров по источникам зажигания на объектах Тюменской области

Источник	Объекты
зажигания	Нефте­промысел	Нефте­провод	НПЗ	Нефте­база	другие	число	%
Огневые работы							32,3
Механические искры			-	-			16,1
Огневые технологические установки							9,7
Удар молнии			-	-	-		9,7
Электрические искры		-					12,9
Внешний источ­ник зажигания	-	-			-		6,5
Разряд статиче­ского электриче­ства							3,2
Автомобиль		-	-	-	-		3,2
Неосторожное обращение с огнем							3,2
Не установлено		-	-	-	-		3,2.
Итого

Огневые технологические установки являлись источником зажигания на ряде нефтепромысловых объектов. В табл. 12.5 представлено распределение пожаров по источникам зажигания на объектах Тюменской области.

Распределение пожаров в резервуарных парках по временам года (табл. 12.6) показывает, что наиболее благоприятным для их возникновения является весенне-летний период, на долю которого приходится 73 % от общего числа пожаров.

Анализ особенностей возникновения и развития аварий на объектах по хранению нефтепродуктов позволяет сделать следующие выводы.

Авария на объектах по хранению нефти и нефтепродуктов начинается, как правило, с взрыва паровоздушной смеси. На образование взрывоопасных концентраций внутри резервуаров оказывают существенное влияние пожарная опасность и физико-химические свойства хранимых нефти и нефтепродуктов, конструкция резервуара, технологический режим эксплуатации, а также климатические и метеорологические условия. Пожар может возникнуть на дыхательной арматуре, в пенных камерах, в обваловании резервуаров вследствие перелива хранимого продукта или нарушения герметичности резервуара, задвижек, фланцевых соединений, а также в виде локальных очагов на плавающей крыше.

Развитие пожара зависит от места возникновения, размеров начального очага горения, устойчивости конструкции резервуара, наличия средств автоматической противопожарной защиты и удаленности пожарных подразделений от резервуарного парка. Свободный борт стенки резервуара при отсутствии охлаждения в течение 3—5 мин теряет свою несущую способность, т.е. появляются визуально определимые деформации из-за прогрева конструкций пламенем.

Таблица 12.6 Распределение пожаров в резервуарах по временам года

Время года	Число пожаров	%
Весна Лето Осень Зима	70 88 23 35	32,4 40,7 10,7 16,2
Всего

Развитие пожара в обваловании характеризуется скоростью распространения пламени по разлитому нефтепродукту, которая составляет 0,05 м/с для жидкости, имеющей температуру ниже температуры вспышки, а при температуре жидкости выше температуры вспышки — более 0,05 м/с. После 10— 15 мин воздействия пламени наступает потеря несущей способности маршевых лестниц, выходят из строя узлы управления коренными задвижками и хлопушками, происходит разгерметизация фланцевых соединений, нарушается целостность конструкции резервуара.

При этом, в зависимости от факторов, проявившихся в начальной стадии (характер разрушения резервуара, площадь разлива нефтепродукта, масса испарившегося продукта, тепловой режим и т.п.), возможно цепное развитие пожара, при котором его разрушительное действие многократно (иногда в сотни раз) усиливается вследствие вовлечения в процесс взрывопожароопасных объектов предприятия. В условиях концентрации больших масс нефтепродуктов на ограниченной площадке, близости различных производств пожар, распространяясь за территорию предприятия, создает реальную угрозу и для других объектов.

Основными источниками зажигания на нормально работающих резервуарах являются самовозгорание пирофорных отложений, проявление атмосферного электричества, технологические искры или разряды статического электричества, искры электроустановок, открытое пламя при проведении огневых работ и др.

Групповые пожары на резервуарах связаны с загазованностью территории или вызваны распространением пожара на группу резервуаров в результате аварийного растекания нефти или нефтепродукта из разрушенного (взорвавшегося) резервуара или при его вскипании и выбросе

Лекция 15. Разливы нефтепродуктов при эксплуатации трубопроводов

Цель: Дать основные понятия нефтепродуктов при эксплуатации трубопроводов.

Учебные вопросы:

1. «Усинская катастрофа». Расчет объемов утечки нефти при авариях,

2. Оценка площади загрязнения земель и водных объектов. Риск аварийных разливов

3. Экологические последствия аварийных разливов нефти.

Время 2 часа.

Литература: Защита окружающей среды в ЧС. /В.Ф. Мартынюк, Б.Е. Прусенко/

15.1. «Усинская катастрофа»

В августе 1994 г. на нефтепроводе «Возей—Головные сооружения» компании «Коминефть» произошли утечки нефти, которые получили широкую огласку. Последствия этих утечек, названых «Усинской катастрофой», в течение нескольких лет привлекали внимание средств массовой информации, при этом сенсационная манера подачи материала не всегда способствовала объективному освещению событий, однако помогла привлечь внимание к вопросам безопасности эксплуатации трубопроводного транспорта в стране.

Нефтепровод «Возей—Уса» диаметром 720x9 мм был спроектирован в 1974 г. как магистральный и в первоначальном варианте предназначался для перекачки товарной нефти с установки подготовки нефти (УГТН) «Возей» Возейского нефтяного месторождения до головных сооружений Усинского месторождения. Нефтепровод был введен в эксплуатацию в мае 1975 г. с рабочим давлением 4,0 МПа. Однако в 1976 г. было принято решение о переносе строительства двух блоков УПН «Возей» (поставки ГДР) на головные сооружения Усинского нефтяного месторождения, и нефтепровод использовался для перекачки обводненной и газонасыщенной нефти дожимными насосными станциями (ДНС) группы Возейских месторождений на головные сооружения (УПН) Усинского нефтяного месторождения. Нефтепровод был рассчитан на рабочее давление 64 кгс/см², испытан на прочность пробным давлением 80 кгс/см², эксплуатировался при давлении до 40 кгс/см².

Материальное исполнение нефтепровода (сталь 17 ГС) было рассчитано на перекачку товарной нефти с малой коррозионной активностью. Фактически же с самого начала эксплуатации нефтепровод использовался как внутрипромысловый, для перекачки обводненной и газонасыщенной (неподготовленной) нефти. С продолжением процессов разработки месторождений в регионе, особенно с возрастанием обводненности добываемой продукции и ростом содержания в ней агрессивных компонентов, в частности, сероводорода, перемещаемая по нефтепроводу среда полностью перешла в трехфазную (нефть, газ, пластовая вода) с высокой коррозионной активностью. В составе транспортируемого продукта в большом количестве могли присутствовать и абразивные частицы (например, песок). Последнее, в частности, обусловило тот факт, что разрушение трубопровода чаще всего происходило по его нижней образующей. После вывода трубопровода из эксплуатации на большом его протяжении по нижней образующей трубы визуальным осмотром обнаружена характерная эрозионная канавка.

Первая аварийная разгерметизация нефтепровода произошла уже в июне 1988 г. в результате образования свища диаметром 8 мм, возникшего на нижней образующей трубы из-за химической коррозии. Прогноз срока службы показал, что «...в отсутствие защиты от коррозии полное или частичное разрушение нефтепровода следует ожидать ориентировочно через 20 месяцев», т.е. в марте 1990 г. На основании этого заключе­ния для продления срока эксплуатации нефтепровода было принято решение по защите его от внутренней коррозии путем закачки ингибитора. Одновременно осуществлялись проектирование и подготовка к строительству нового нефтепровода «Харьяга—Уса», который мог бы частично или полностью заменить действующий в случае невозможности его дальнейшей эксплуатации.

Начиная с марта 1989 г. началась закачка в нефтепровод ингибиторов коррозии СНПХ-1003, 1004, защитный эффект которых составил 85—95 %. С середины 1992 г. применялся ингибитор коррозии ГИПХ-6 с таким же защитным эффектом. В соответствии с проектом была выполнена пассивная и активная защита нефтепровода от наружной коррозии. Были установлены и пущены в работу 4 станции катодной защиты КСС-600. Однако в процессе эксплуатации они были разукомплектованы (разграблены). В 1988 г. удалось восстановить 2 из 4 катодных станций, но примерно через два месяца после пуска в работу они были вновь разграблены.

Между тем на аварийном участке нефтепровода за период _с 1 января 1989 г. по 1 сентября 1994 г. произошло 32 случая аварийной разгерметизации, сопровождавшихся более или менее значительными утечками нефтепродуктов, в том числе: в 1989 г. — 2 случая, в 1990 г. — 2 случая, в 1992 г. — 5 случаев за 8 месяцев 1994 г. (до 1 сентября) — 23 случая. Из последних 23 случаев разгерметизации 17 произошли только в период с 15 по 31 августа 1994 г. и в основном на одном эксплуатационном участке от БКНС-9 до ДНС-13. Таким образом, можно говорить о полном разрушении нефтепровода на этом участке в августе—сентябре 1994 г. и непрерывном, в течение не менее чем двух недель истечении нефти из нескольких образовавшихся свищей. Однако к этому времени эксплуатирующая организация настолько свыклась с постоянными утечками на нефтепроводе, что не считала нужным информировать о них не только органы Госгортехнадзора, но и любые другие организации, осуществляющие функции надзора и контроля. Положение осложнилось тем, что к этому времени почти полностью прекратились ранее регулярные вертолетные облеты нефтепровода с целью контроля за его состоянием. Масштаба утечек и объема возможного нефтяного загрязнения никто себе не представлял, да и, как впоследствии выяснилось, просто не задавался таким вопросом.

Наступивший в августе 1994 г. продолжительный дождливый период ускорил процесс попадания нефти в местные водотоки и впервые заставил заговорить о возможной аварии местных жителей и региональные органы Госкомприроды, хотя, как видим, имела место не одна, а целая серия аварий на нефтепроводе, следовавших с нарастающей частотой и сопровождавшихся все большими объемами утечек.

31 августа 1994 г. была создана комиссия по расследованию обстоятельств и причин разгерметизации нефтепровода (некатегорируемой аварии). По результатам расследования комиссия разработала необходимые мероприятия по немедленному подключению нового участка нефтепровода 0530 мм и протяженностью 7000 м взамен вышедшего из строя 0720 мм. Было определено время остановки и вывода из эксплуатации этого участка нефтепровода 0720 мм с учетом затрат на подготовку мероприятий — 9.00 7 сентября 1994 г. Однако уже 6 сентября на этом участке в непосредственной близости от БКНС-9 произошел еще один аварийный порыв. По требованию органов Госгортехнадзора работа нефтепровода была полностью приостановлена в 16 ч 9 сентября. Возобновлена она была только 12 сентября после замены аварийного участка.

Объем разлитой в результате аварии нефти, по данным узлов учета, составил 14 033 т.

Из-за целенаправленных действий ряда зарубежных компаний по дискредитации акционерного общества «Коминефть» и всей нефтяной промышленности России в своих коммерческих интересах, изначально проигрышной позиции «Коминефти» и органов власти Республики Коми, пытавшихся скрыть или хотя бы приуменьшить возможные масштабы нефтяного загрязнения, вокруг обстоятельств и последствий аварии создалась нездоровая обстановка.

Газета «Красное Знамя» 8 октября 1994 г. в статье «Нефть носили решетом» (корр. В. Овчинников) писала: «Только спустя два месяца после крупнейшей аварии на нефтепроводе «Усинск— Возей» общественности становятся известны истинные масштабы экологической катастрофы, разразившейся в Усинском районе. Впрочем, и сегодня предпринимаются попытки затушевать картину бедствия, представив случившееся обычным ЧП. Это было хорошо заметно даже на состоявшемся в четверг заседании комиссии по чрезвычайным ситуациям, посвященном в основном усинской катастрофе. Представленные тут факты специалистами объединения «Коминефть», с одной стороны, и работниками природоохранных органов, контролирующих организаций, с другой, едва ли не опровергали друг друга. Если верить заместителю генерального директора АО «Коминефть», в последние дни в реку Колву попало 3—4 кубометра нефти, из-за которых весь шум. Слова эти вызвали в зале громкий смех. Зато показ участникам заседания кадров, снятых в эти дни на Колве, сопровождался полным молчанием. И было отчего замолчать — берега, на которых стоит деревня Колва, вода в реке покрыты толстым слоем нефти. Черные полосы тянутся на многие километры. Нефть плывет по Усе, есть угроза загрязнения ею Печоры. По мнению заме­стителя начальника Печорского округа Госгортехнадзора, эксплуатировать разрушенный трубопровод хотя бы еще какое-то время — абсолютно невозможно. Необходимо останавливать перекачку нефти, а значит, и работу нефтепромыслов. До ввода в строй нового сорокакилометрового участка должна быть предусмотрена аварийная консервация действующих предприятий. Любые половинчатые решения приведут к бесконечным повторениям трагедии»

Но Комиссия по чрезвычайным ситуациям Республики Коми не приняла решения о приостановке эксплуатации аварийного участка нефтепровода ни на этом, ни на последую­щих заседаниях. Это было сделано с наложением пломб Печорским округом Госгортехнадзора 23 января 1995 г. после очередной аварийной утечки. Эксплуатацию возобновили только с вводом нового участка нефтепровода протяженностью 43,7 км. В ходе строительства (реконструкции) нового участка нефтепровода в течение 1995—1996 гг. эксплуатация старого нефтепровода Печорским округом Госгортехнадзора приостанавливалась 5 раз, в том числе трижды — с наложением пломб.

В 1996 г. был закончен строительством и принят в эксплуатацию печально известный межпромысловый нефтепровод «Возей—Головные сооружения (Уса)». Вместе с началом эксплуатации всего нефтепровода после реконструкции в соответствии с проектом введена в эксплуатацию ЭХЗ.

Для ликвидации последствий «Усинской катастрофы» и строительства первой очереди нового нефтепровода «Возей— Головные сооружения» Международным и Европейским банками реконструкции и развития (МБРР и ЕБРР) под гарантии Правительства России и Республики Коми были предоставлены АО «Коминефть» кредиты с 20 %-й ставкой годовых выплат на общую сумму около 124 млн долл. Эти кредиты полностью израсходованы, причем большая часть средств получена не предприятиями «Коминефти», а компанией АС «Хартек», выступавшей основным подрядчиком при проведении работ по ликвидации последствий аварии.

В 1996—1997 гг. эта же компания осуществляла наблюдения и экологический мониторинг в районе катастрофы для оценки качества работ по ликвидации результатов аварии и возможных долговременных экологических последствий. Возникшие в итоге финансовые обязательства тяжелым бременем легли на акционерное общество «Коминефть» и нефтяной холдинг «Ко-миТЭК». Между тем общий объем необходимых средств на строительство магистрального нефтепровода для транспорта товарной нефти «Харьяга—Уса», с учетом комплексов по подготовке нефти, составляет 120 млн долл. США, что примерно в 4 раза меньше, чем было затрачено на ликвидацию аварии и ее последствий с учетом произведенных уже рублевых затрат и возвратов по кредитам.

15.2. Расчет объемов утечки нефти при авариях.

Количество нефти, которое может вытечь при аварии, является вероятностной функцией, зависящей от следующих случайных параметров:

— места расположения и площади дефектного отверстия;

— продолжительности утечки нефти т₁ с момента возникновения аварии до остановки перекачки, что составляет 3—20 минут для крупных разрывов и несколько часов для малых утечек, которые трудно зафиксировать приборами на НПС;

— продолжительность утечки нефти т₂ с момента остановки перекачки до закрытия задвижек;

— времени прибытия аварийно-восстановительной бригады — АВБ (от десятков минут до нескольких часов) и времени выполнения мер до полного прекращения истечения нефти.

Остальные параметры и условия перегонки (диаметр нефтепровода, профиль трассы, характеристики насосов, установка на защиту и др.) могут считаться постоянными и использоваться в качестве исходных данных.

Для прогнозирования возможных и ожидаемых (с учетом вероятности) объемов утечки и потерь нефти разработан специальный алгоритм, блок-схема которого представлена на рис. 15.1.

Таким образом, при моделировании 12 сценариев аварийной утечки нефти могут быть получены 12 значений объемов аварийного разлива нефти V\ реализуемые с вероятностью значения для которой приведены в табл. 15.1.

Таблица 15,1 Значения вероятностей аварийных разливов нефти

№ сце­нария	Вероятность образования дефектного разрыва с размером Lp	Вероятность утечки нефти:	Вероятность аварийных утечек нефти в зависимости от сценария /i = />- fr fl
в напорном режиме, ff	в самотечном режиме,//
т =1 Lp=0,3D	т = 2 Lp =O,75D	т =3 Lp=l,5D	j ^=1	j =2	к =1	к =2
0,55	0,35	0,1	0,7	0,3	0,7	0,3
	*			*		*		0,2695
	*			*			*	0,1155
	*				*	*		0,1155
	*				*		*	0,0495
				*		*		0,1715
		*		*			*	0,0735
		*			*			0,0735
		*			*		*	0,0351
			*	*		*		0,0490
			*	*			*	0,0210
			*		*	*		0,0210
			*		*		*	0,0090

Средняя (с учетом сценариев аварий) масса потерь М₃ и ожидаемые потери нефти (с учетом вероятности аварийных утечек нефти из МН) R_v определялись по следующим формулам:

Величина доли собираемой нефти К_с5 может составлять от 0,5 до 0,95 в зависимости от удаленности аварийно-восстановительных пунктов от места аварии, рельефа местности, типа почв и водных объектов. Значение К_сб и вероятность остановки насосов за указанные отрезки времени и эффективностьдействий аварийно-восстановительных бригад (АВБ) по локализации аварии и сбору нефти определяются экспертным путем исходя из особенностей трассы рассматриваемого МН.

Характерные времена режимов утечки нефти зависят от размеров дефектного отверстия. Для конкретного трубопровода численные значения могут быть изменены с учетом специфики объекта. Предполагается, что дефектное отверстие имеет форму продольного ромба (щели вдоль оси трубы), малая диагональ которого в 8 раз меньше большой диагонали L. Расчеты аварийной утечки нефти проводились для трех характерных размеров большой диагонали L дефектных отверстий, равных 0,3D, 0,75D, 1,5D, которые могут образоваться с относительной вероятностью 0,55, 0,35 и 0,10 соответственно (табл. 15.1). Выбранные таким образом размеры отверстий и вероятности могут считаться реперными, а полученные расчетные значения объемов разлившейся нефти могут быть интерполированы на реальные размеры аварийных отверстий. Тогда вероятность максимальной утечки нефти объемом V^у₁₂, на п -ом участке при разрыве трубопровода на полное сечение (L_p= 1,5D) f₁₂ = 0,1-0,3-0, 3-λ_п, что примерно составляет (1÷2)-10~⁶ аварийДкмтод).

Дата добавления: 2014-01-06