image

Территория Нефтегаз № 12 2016

Транспорт и хранение нефти и газа

01.12.2016 10:00 Оценка риска возникновения повреждений трубопроводов, расположенных в Арктической зоне Российской Федерации. Моделирование разлива и определение возможного объема нефти с учетом рельефа местности
Эксплуатация магистральных нефтепроводов в условиях Арктической зоны Российской Федерации предъявляет повышенные требования к вопросам предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций техногенного характера, в частности возможных разливов нефти. В связи со слабой устойчивостью арктических грунтов к внешнему воздействию и с возможностью возникновения в них необратимых процессов необходимо принимать меры по уменьшению воздействия на окружающую среду. В статье рассмотрено моделирование разливов нефти с учетом рельефа местности и результатов оценки риска для вводимого в эксплуатацию в 2016 г. магистрального нефтепровода «Заполярье – НПС «Пурпе» ПАО «Транснефть». Подобный подход позволяет определить наиболее опасные участки магистрального трубопровода, на которых повреждение и следующий за ним разлив нефти наиболее вероятны; оценить разливающийся объем нефти, построить компьютерную модель разлива на основе данных рельефа для определения более точной зоны распространения нефти и загрязнения территории. Для моделирования разлива была выбрана Арктическая зона Российской Федерации. Природа Арктики особо чувствительна к антропогенному воздействию, и ее самовосстановление занимает очень продолжительное время. При аварийном разливе нефти необходимо проведение работ по локализации и ликвидации нефти, рекультивации нефтезагрязненных грунтов, что может спровоцировать негативные почвенные процессы, такие как эрозия грунтов, склоновые перемещения грунтов, заболачивание. Это, в свою очередь, может повлечь за собой новые повреждения трубопровода, потребует дополнительных значительных затрат на восстановление окружающей среды. В условиях Арктики требуется разработка новых и адаптация существующих способов и технологий локализации, ликвидации разливов нефти с минимальным воздействием на окружающую среду и с минимальными последствиями для нее, в первую очередь для почв. Потому вопрос оперативной ликвидации разлива и уменьшения его зоны загрязнения для Арктической зоны стоит наиболее остро. В статье представлены результаты оценки риска повреждения, а также моделирования разлива с определением наиболее отстоящих от трубопровода точек зоны загрязнения. Последовательность действий, представленная в данной статье, позволяет сформировать комплексный подход к прогнозированию аварий и их последствий на магистральном трубопроводе в Арктической зоне РФ с применением современных программных средств для получения наиболее полной и приближенной к реальности картины событий.
Ключевые слова: ArcGIS, Арктическая зона РФ, Заполярье, НПС «Пурпе», магистральный нефтепровод, многолетнемерзлые грунты, моделирование, ПАО «Транснефть», оценка риска, разлив нефти.
Ссылка для цитирования: Половков С.А., Гончар А.Э., Максименко А.Ф., Слепнев В.Н. Оценка риска возникновения повреждений трубопроводов, расположенных в Арктической зоне Российской Федерации. Моделирование разлива и определение возможного объема нефти с учетом рельефа местности // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 12. С. 88–93.
Открыть PDF


Проектирование и эксплуатация трубопроводных систем в условиях Арктической зоны ставят во главу угла вопросы уменьшения воздействия на окружающую среду. В подобной ситуации прогнозирование возникновения и развития аварийных ситуаций, уменьшение наносимого ими ущерба наиболее актуальны. Данная статья посвящена разработке комплексного подхода к прогнозированию аварий и их последствий на магистральном нефтепроводе в Арктической зоне РФ с применением современных программных средств моделирования разлива и методик по оценке риска.

Для анализа был взят участок готовящегося к пуску в эксплуатацию в 2016 г. магистрального нефтепровода (МН) «Заполярье – НПС «Пурпе» ПАО «Транснефть» (рис. 1).

Image_005.jpg

Рис. 1. Географическое расположение МН «Заполярье – НПС «Пурпе»
Fig. 1. Geographical location TP (trunk pipeline) «Zapolyarye – OPS (oil pumping station) «Purpe»

Нефтепровод проложен в условиях арктического климата (территория Ямало-Ненецкого автономного округа), характеризующегося суровой продолжительной зимой, сравнительно коротким, но теплым летом. Генеральное направление трассы – с севера на юг. В районе прокладки преобладают сложные геологические условия: протяженные участки многолетнемерзлых грунтов (ММГ), наличие слабонесущих и пучинистых грунтов.

Смесь нефтей, планируемая к перекачке, характеризуется температурой застывания до 17 °C и высокой вязкостью. По этим причинам предусмотрен подогрев нефти до 60 °C на специально оборудованных пунктах подогрева, расположенных вдоль трассы [1].

В качестве основного выбран надземный способ прокладки нефтепровода, поскольку при подземной прокладке «горячего» нефтепровода на участках распространения ММГ будут формироваться ореолы оттаивания вокруг нефтепровода с образованием протяженных обводненных зон вдоль трубы. Это приводит к активному развитию эрозионных процессов, следствием которых является деформация грунтов, обусловливающая неоднородные перемещения трубопровода, которые могут повлечь за собой нарушение целостности трубопровода и возникновение аварийной ситуации. Подобные процессы также могут быть вызваны аварийным разливом «горячей» нефти на грунт. Деформация грунтов может быть также вызвана проведением работ по локализации и ликвидации разлива нефти в условиях Арктической зоны, рекультивации нефтезагрязненных земель.

1_1.jpg

Рис. 2. Этапы преобразования рельефа местности
Fig. 2. Stages of terrain transformation

При такой постановке вопроса важным является прогнозирование путей распространения разлива и особенно мест скопления нефти.

В статье рассматривается прогнозирование путем моделирования разлива нефти с учетом рельефа местности. Для моделирования использовался модуль «Разлив нефтепродуктов (суша)» (далее – модуль), разработанный российской компанией ООО «ИНТРО-ГИС»
(г. Уфа) для программного пакета ArcGIS Desctop. Учитывая климатические условия местности, было проведено пробное моделирование в условиях низких температур (–40 °C), показавшее, что в подобных условиях нефть не сможет распространиться на большие расстояния и будет скапливаться под нефтепроводом в радиусе 50 м от его оси.
В статье рассмотрен наиболее опасный вариант распространения разлившейся нефти, когда основное влияние на распространение и скопление оказывает рельеф местности, на которой проложен нефтепровод, поскольку такой вариант моделирования позволяет прогнозировать наиболее удаленные места стоков и скоплений. 

Для моделирования применялась процедура «Экспресс-оценка», исходными данными являлись:

  • объем возможного разлива нефти;

  • места возможного разлива нефти;

  • цифровая модель рельефа.

Места возможного разлива и объем вытекающей нефти были определены на основе оценки риска. Было проанализировано 107 аварий (за период 1998–2011 гг.) на объектах магистрального трубопроводного транспорта нефти. Из них в 97 случаях произошли утечки нефти на линейной части, в 93 случаях авария прошла без воспламенения, в 104 случаях пострадавшие отсутствуют. Таким образом, при проведении оценки будем считать, что разлив происходит без воспламенения и без пострадавших. Отказ от учета воспламенения нефти также обусловлен тем, что при разливе без воспламенения наносится наибольший ущерб окружающей среде именно от загрязнений территории нефтью.

Image_009.jpg

Рис. 3. Представление рельефа в 3D с нанесением трассы нефтепровода

Fig. 3. A 3D view of topography with drawing the pipeline route

Для оценки риска нефтепровод был разбит на секции протяженностью 1 км, с точками возможного истечения в начале каждого участка. Объем истечения из каждой точки определялся в соответствии с [2] с учетом времени закрытия задвижек, расстояния от них, профиля рельефа. Оценка риска проводилась с помощью программного пакета Toxi+Risc версии 4.4.1, ущерб оценивался в соответствии с методикой, представленной в руководящем документе [3]. Под риском понималось сочетание (произведение) вероятности (или частоты) нанесения ущерба и тяжести этого ущерба [4]. Типовыми показателями для определения степени опасности при аварии на магистральном нефтепроводе согласно [5] являются два удельных (т. е. приходящихся на единицу длины нефтепровода) показателя: удельные ожидаемые потери нефти при аварии и удельный ожидаемый экологический ущерб от аварии. Критерии опасности аварий на линейной части МН представлены в табл. 1.

По итогам оценки риска все участки выбранного МН протяженностью 1 км каждый характеризуются малой, реже – средней сравнительной степенью опасности аварии. Средняя сравнительная степень опасности обусловлена вероятностью попадания разлива ННП в водный объект. Для моделирования выбран отрезок трассы с большим количеством водных объектов, располагающихся вблизи трубопровода. Данные по оценке риска выбранного отрезка трассы и объемы утечки нефти при гильотинных разрывах представлены в табл. 2.

Цифровая модель местности была построена на основе результатов лазерного сканирования. Изолинии и отметки высот были преобразованы средствами ArсGIS в регулярную сетку рельефа GRID. Этапы создания цифровой модели местности представлены на рис. 2.
В формате 3D модель рельефа с нанесенной трассой трубопровода изображена на рис. 3.

Более полное представление об окружающей обстановке можно получить путем нанесения на регулярную сетку рельефа картографической информации с изображением водных объектов и объектов инфраструктуры. На выбранном участке объекты инфраструктуры отсутствуют, однако присутствует большое количество водных объектов. Модуль позволяет моделировать разлив на суше. Для учета возможности попадания ННП в водные объекты допустим, что при попадании нефти в водный объект она не выходит за его пределы.

Водные объекты нанесем на рельеф средствами модуля в виде углублений (глубина 2 м), таким образом давая возможность растекающейся нефти при попадании в них не распространяться дальше по поверхности. Ход преобразований рельефа представлен на рис. 4.

1_1_1.jpg 

Рис. 4. Преобразование рельефа местности

Fig. 4. A terrain transformation

Распространение разлива при моделировании происходит с учетом следующих предположений [6]:

1) нефть стекает по рельефу в направлении кратчайшего спуска;

2) при попадании нефти в локальное понижение происходит заполнение локального понижения до момента перелива;

3) в случае если вместимости локального понижения недостаточно для удержания объема разлива, определяется минимальная высота на границе бассейна локального понижения. Далее расчет продолжается согласно п. 1, при этом остаточный объем определяется разницей между исходным объемом и вместимостью локального понижения;

4) если вместимости локального понижения достаточно для удержания объема нефтепродукта, объем нефти определяется путем сложения объемов, удерживаемых в отдельных ячейках рельефа (соседях) до момента превышения объема;

5) вопросы испарения и впитывания нефтепродукта не рассматриваются.

Стоит отметить, что надземная прокладка нефтепровода облегчает моделирование разлива, поскольку нефть при проливе сразу попадает на поверхность и начинает растекаться.

Image_011.jpg

Рис. 5. Результаты моделирования разлива

Fig. 5. The results of the spill modeling

Результат моделирования представлен на рис. 5. Красными окружностями отмечены места попадания нефти в водный объект, их стоит отнести к зонам приоритетной защиты, для которых рекомендуется разработка защитных мероприятий и сооружений.

В рамках данной статьи не рассматривались методы локализации нефти в условиях Арктической зоны, а также возможные методы защиты водных объектов. Проведение земляных работ в Арктике нарушает хрупкое природное равновесие, что приводит к комплексу опасных последствий, описанных в начале статьи, и может нанести непоправимый экологический ущерб. Поэтому необходима проработка решений по устройству защитных сооружений без проведения земляных работ.

Подводя итог, стоит отметить, что описанный подход позволяет получить наиболее полную и приближенную к реальности картину событий при аварии на магистральном нефтепроводе. Полученные результаты могут быть использованы при разработке защитных мероприятий и сооружений, направленных на минимизацию ущерба и максимальное сокращение воздействия возможного разлива на хрупкое природное равновесие Арктики. Подобный подход наиболее применим к МН надземной прокладки, однако может быть использован и при прогнозировании последствий нефтяных разливов при подземной прокладке трубопровода при условии учета явлений выхода нефти на поверхность, фильтрации через грунт и т. д.

 

 

Таблица 1. Типовые показатели с критериями опасности аварий на линейной части МН
Table 1. Typical parameters and standards of risks of accident in the linear part of main oil pipeline (PL)

Сравнительная степень опасности аварии на участке ЛЧ МН

The comparative danger value of risks of accident in the linear part of main pipeline

Типовые показатели риска аварий на линейной части МН

Typical standards of risks of accident in the linear part of PL

Удельные ожидаемые потери нефти при аварии, т/год на 1000 км

Expected specific losses of oil in case of accident, tons per year per 1,000 km

Удельный ожидаемый экологический ущерб от аварии, млн руб. в год на 1000 км

The expected specific environmental damage caused by an accident, mln. per year per 1,000 km

Малая

Low

Менее 5

Less than 5

Менее 2

Less than 2

Средняя

Medium

5–50

2–20

Высокая

High

50–500

20–200

Чрезвычайно высокая

Extremely high

Более 500

More than 500

Более 200

More than 200

 

 

Таблица 2. Результаты оценки риска на выбранном отрезке трассы трубопровода и объемы утечки нефти при гильотинных разрывах
Table 2. The results of risk assessments at the selected segment of the pipeline route and the amount of oil leakage when the guillotine breaks

№ участка п/п

No. of selection

Удельные ожидаемые потери нефти при аварии, т/год на 1000 км

Relative expected losses of oil in the case of accident, tons per year per 1,000 km

Удельный ожидаемый экологический ущерб от аварии, млн руб. в год на 1000 км

Relative expected environmental damage in the case of accident, million rubles per year per 1000 km

Объем утечки нефти при гильотинном разрыве, м3

The amount of oil leakage when guillotine break, m3

1

0,923

0,3768

1576

2

0,946

0,3861

2346

3

1,924

1,8400

2825

4

1,566

1,5092

3128

5

3,702

3,4743

3000

6

2,563

2,6099

3000

7

0,912

0,3722

3309

8

1,374

1,2722

3320

9

2,188

2,2269

3658

10

1,837

1,8681

3697

11

1,829

1,8578

3739

12

1,76

1,78

3834

13

2,48

2,53

3246

14

0,85

0,35

1607

15

0,89

1,1

1597

16

0,89

0,36

1830

17

0,86

0,93

1809

18

0,48

0,89

1688

19

0,51

0,2

1556

20

0,53

0,21

1520

21

0,5

0,21

1581

22

0,52

0,21

1541



← Назад к списку


im - научные статьи.