Geum.ru

Федерация Компания "Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд."

Вид материалаДокументы

Содержание


Результаты моделирования поведения нефтяных разливов для различных аварийных сценариев и гидрометеорологических условий
Подобный материал:
1   ...   20   21   22   23   24   25   26   27   ...   38


На основе анализа геологических разрезов морских месторождений, статистики бурения в море и на суше в районе о. Сахалин и компьютерных расчетов специалисты СахалинНИПИморнефть подсчитали, что при доверительном интервале 90% вероятность выброса составит 1ґ 10-3... 5ґ 10-3 на пробуриваемую скважину, что эквивалентно одному выбросу на 200...1000 скважин. Эти данные совпадают с фактической частотой выбросов, рассматриваемой в томе 8 и описанной выше (47 выбросов на 9579 начатых скважин, т.е. 4,9ґ 10-3 выбросов на скважину). Вероятность разлива нефти или конденсата, подсчитанная на основе исторических данных по Мексиканскому заливу с 1971 по 1990 г., составляет 0,06 на выброс. Согласно вероятности выброса, приведенной в табл. 8-7 тома 8, вероятность выброса, сопровождающегося разливом нефти или конденсата, составляет от 4,1 х 10-4 в год (летом) до 3,8 х 10-4 в год (зимой).


Специалисты СахалинНИПИморнефть (СахалинНИПИморнефть, 1992 г.) подсчитали, что объем начального разлива нефти во время выброса на Пильтун-Астохском месторождении может достичь 1210 м3/сут и продолжаться в течение 3 - 7 суток в летний период и от 20 до 30 суток в зимнее время. Общий объем разлива нефти во время таких выбросов оценивается в 3630 - 8470 м3 в летний период и 24 200 - 36 300 м3 в зимний период. Сводка степени риска выброса, сопровождающегося разливом, приведена в табл. 9.7-2.


Поскольку техника и технология предупреждения выбросов со временем совершенствуются, а приведенные в данном разд. вероятностные показатели основаны на статистике за прошлые годы, есть основания полагать, что фактическая вероятность выбросов при реализации проекта будет меньше приведенных выше оценок.

Аварии на трубопроводах


Основными причинами аварий на трубопроводах являются: внешние воздействия (например повреждение трубопровода якорем, падающими объектами, стамухами), внутренняя или внешняя коррозия, разрушение материалов и разрушение трубопровода в результате сейсмического воздействия и ошибки персонала.


Имеется обширная информация по утечкам углеводородов из подводных трубопроводов. Согласно отчету правительства США, с 1967 по 1986 год на нефтяных и газовых месторождениях континентального шельфа США произошло 32 аварии на трубопроводах, сопровождавшихся утечками углеводородов (Minerals Management Service, 1988). В приведенной ниже табл. 9.7-3 содержатся данные по объемам этих утечек. В результате самой крупной аварии, вызванной повреждением трубопровода якорем, произошел разлив объемом 25 400 м3 нефти.


Из зарегистрированных данных известно, что в случае применения труб большого диаметра обычно наблюдается меньшая вероятность утечки, чем в случае труб малого диаметра. Как правило, это объясняют тем фактом, что трубы большего диаметра имеют большую толщину стенок. Известно также, что более новые и современные трубопроводы дают меньшую вероятность утечки, чем более старые трубопроводы. Согласно оценке, приводимой в отчете организации “Аспен” (1992), вероятность утечки из труб большого диаметра составляет от 5,0 x 10-4 утечки на км в год для трубопроводов 40-летней давности постройки до 7,5 x 10-5 утечки на км в год для трубопроводов менее чем 10-летней давности постройки. По оценке компании “Руни Инжиниринг Компани”, вероятность утечки составляет от 2,8 x 10-3 утечки на км в год для трубопроводов 40-летней давности постройки до 4,3 x 10-4 утечки на км в год для новых трубопроводов (Rooney Engineering Co., et al., 1991).


Условия на шельфе о. Сахалин характеризуются двумя факторами, которые могут повысить вероятность аварий на трубопроводах. Во-первых, изучаемый район представляет собой район высокой сейсмической активности. Опасность данного фактора может быть снижена за счет конструктивных решений и методов монтажа трубопровода. Во-вторых, в данном районе встречаются стамухи. Для защиты от этого фактора выбрана глубина прокладки трубопровода, позволяющая избежать столкновения со стамухами.


По имеющимся данным, одной из наиболее вероятных причин утечки нефти из трубопроводов является также повреждение якорями. Для района расположения объектов Сахалинского проекта данный фактор не должен представлять большого значения, так как в районе прокладки трубопроводов движение судов очень незначительное, а трубопровод будет защищен бетонным покрытием.


Исходя из всего вышесказанного, вероятность утечки из подводных трубопроводов можно оценить в 1,0 x 10-3 утечки на км в год. Количество нефти или газоконденсата, которое может быть разлито в результате утечки, будет зависеть от размера отверстия или разрыва, местонахождения утечки относительно профиля трассы трубопровода, расположения запорных клапанов и времени, которое потребуется для остановки перекачки и закрытия запорных клапанов.


Вместимость трубопровода будет составлять приблизительно 140 м3. Так как трубопровод соединит платформу с ОЯП, то максимальный объем жидкости, который сможет разлиться, будет определяться рассмотренными выше факторами с добавлением некоторой потери на перекачку. Разрыв будет обнаружен за короткое время, после чего перекачка будет остановлена и запорные клапаны с дистанционным управлением закрыты в течение 1,5 минут. Если при этом допустить, что запорные клапаны с дистанционным управлением закрываются только через 5 минут, дополнительные потери нефти могут составить до 50 м3.


Объем нефти (газоконденсата), который может быть разлит в результате утечки трубопровода, будет определяться местонахождением отверстия или разрыва: утечка на глубоком участке трассы трубопровода приведет к меньшей потере нефти (газоконденсата), чем утечка на мелком участке. По существу, вода способствует удержанию нефти (газоконденсата) в трубе. Описание данного явления, а также оценка скорости утечки в зависимости от плавучести даются в двух документах: Technische Hogeschool (1983) и Kranenberg (1984).

столкновениЯ судов с платформой


Строительно-монтажные работы (т.е. собственно сама платформа и трубопровод, а также оборудование для монтажа платформы и трубопровода, в том числе баржи и суда снабжения) создают опасность для судоходства и мешают движению грузовых, туристических и рыболовных судов. Известно, что в районе намечаемого размещения платформы «Моликпак», системы ОЯП и танкера ПНХ движение грузовых и прогулочных судов незначительно, но в эти районы часто заходят рыболовные суда.


Все сооружения и суда будут иметь сигнальные огни, маркировку и туманную сигнализацию в соответствии с российскими и международными правилами. Для рассматриваемых районов туманы характерны в период с июня до сентября, число дней с туманом для этого периода может быть более 50%. Используемые при строительстве рабочие катера оснащаются радиолокационным оборудованием, которое позволит обнаружить другие суда и избежать столкновений с ними. Компания « Сахалин Энерджи» установила связь с рыбопромысловыми организациями с целью оповещения рыболовных судов о районах и времени проведения строительных работ. Имея такие сведения, суда смогут избегать захода в обозначенные районы или находясь в этих районах, соблюдать повышенные меры предосторожности. Такое взаимодействие будет способствовать обеспечению информированности рыбопромысловых организаций о ходе выполнения работ по проекту.


В прошлом имели место столкновения судов с платформами. В результате таких столкновений может быть нанесен существенный ущерб как судну, так и платформе (последнее будет зависеть от размеров судна). Согласно мировой статистике, с 1970 по 1982 год в результате столкновений 1 платформа была полностью разрушена, 8 платформ получили значительные повреждения, 42 платформы получили незначительные повреждения (Ocean Industry, 1983). Однако, учитывая физические и конструктивные особенности платформы «Моликпак» вероятность серьезного повреждения в результате мала.

аварии на ОЯП И пНХ

Аварии на ОЯП


Системы ОЯП используются во всем мире уже более 35 лет и повсюду отлично зарекомендовали себя с точки зрения надежности и безопасности. Основное преимущество системы ОЯП в том, что она позволяет пришвартованному судну описывать полную окружность (360° ) относительно причала и находиться в оптимальном положении с точки зрения сил течения и ветра.


Рейдовые причалы (в частности, системы ОЯП) – надежный и испытанный метод загрузки танкеров. Компания “Гавиота Терминал” (1991) провела подробный анализ разливов у рейдовых причалов США. В анализ включены также данные по разливам на двух одноточечных причалах за период с 1987 по 1990 г. В течение этого времени произошло 45 разливов на 1976 загрузок. Из них 32 разлива были объемом меньше 0,16 м3 (вероятность = 1,6 ґ 10-2), восемь – от 0,16 м3 до 1,6 м3 (вероятность = 4,0 ґ 10-3), один – от 1,6 м3 до 16 м3 (вероятность = 5,1 ґ 10-4) и четыре – от 16 м3 до 160 м3 (вероятность = 2,0 ґ 10-3). Коэффициент разлива составил 0,19 на миллион кубических метров загруженной нефти. Нужно отметить, что база данных включает разливы, происшедшие в течение всего цикла погрузки, включая подход, швартовку, перекачку, снятие со швартовов и отход. Эти данные учитывают многократное присоединение танкеров к ОЯП, однако ежегодное соединение ПНХ с ОЯП можно рассматривать как одно соединениe в год.

Аварии на ПНХ


Суда, переоборудованные для использования в качестве ПНХ, также служат во всем мире уже много лет. Одно такое судно, оборудованное для хранения и подготовки нефти, прослужило у берегов Калифорнии без единого разлива более 10 лет до самого вывода из эксплуатации в 1994 г.


По оценке компании “Сайенс Аппликэйшнз Интернэшнл Корпорейшн” (SAIC) (1996), основанной на многолетних наблюдениях, вероятность разлива более 38 м3 во время лихтеровки (перегрузки сырой нефти с одного судна на другое) в заливе Сан-Франциско составляет 2,7 ґ 10-4. Приблизительно 17% этих разливов были объемом больше 160 м3, так что показатель разливов в этой категории получается равным 4,6 ґ 10-5. Исходя из представленныхвыше оценок вероятности разливов и учитывая, что в нашем примере происходит 26 операций по загрузке в год (еженедельная загрузка в течение 180 дней), получаем вероятность разливов объемом больше 160 м3 равной 1,2 ґ 10-3/год, т.е. такой разлив следует считать маловероятным.

разливы с транспортных танкеров


Разливы с танкеров, которые могут произойти во время подхода, швартовки и отхода танкера от ПНХ, включены в описанный выше анализ танкера ПНХ. Риск пожара и взрывов на танкерах подробно рассматривается в разд. 8.3 тома 8 ТЭО строительства.


Вероятность разлива с транспортного танкера в открытом море обычно рассматривается как функция пройденного расстояния. Основываясь на базе данных Бюро минеральных ресурсов США, организация “Аспен Энвайрнментал Груп” (1992) выводит показатель разливов объемом больше 160 м3, равный 5,3 ґ 10-7 на километр. Добыча на месторождении ориентировочно будет продолжаться 180 дней в году, что означает, что для вывоза продукции понадобится в среднем 26 танкерных рейсов, т.е. танкер будет приходить на ПНХ каждые 7 дней. Танкеры, идущие на ПНХ, приходят пустыми. Вероятность разлива рассматривается только на время перехода груженого танкера вдоль берега о. Сахалин до южной оконечности острова, т.е. на расстояние около 750 км. В таком случае, вероятность разлива больше 160 м3 нефти с танкера, обслуживающего месторождение, составит 1,0 ґ 10-2 в год. Основываясь на данных Бюро минеральных ресурсов США, в отчете шт. Калифорния (1992) сообщается, что многолетний показатель разливов объемом больше 160 м3 с танкеров, идущих в открытом море, составляет 0,90 на 160 миллионов м3 перевозимой нефти (Aspen Environmental Group, 1992). Это соответствует частоте 1,5 ґ 10-2 разливов в год. Такой результат не противоречит приведенным выше оценкам, и поэтому эта ориентировочная частота разливов с танкеров рассматривается как маловероятная.


Следует отметить, что начиная с конца 1970-х годов, число разливов с танкеров неуклонно падает. Поэтому предполагается, что представленная выше ориентировочная частота разливов представляет собой консервативную оценку.

Разрушение конструкций и Другие возможные аварии на платформе «Моликпак»


К числу основных причин, которые могут вызвать серьезные поломки конструктивных элементов платформы, относятся ветер, волны, снег, лед и землетрясения. Опасность таких разрушений может быть предотвращена путем надлежащего проектирования платформы «Моликпак» и подставки с учетом всех возможных нагрузок. Для определения потенциальных нагрузок на морские промысловые объекты была выполнена обширная программа по сбору информации о природных условиях в районе Пильтун-Астохского месторождения. Принимая во внимание физические и конструктивные особенности платформы «Моликпак» вероятность катастрофического разрушения платформы практически не возможна.


Однако, в случае катастрофического разрушения платформы объем разлитой нефти будет не более объема нефти, хранящейся на платформе «Моликпак», находящейся в стояках и подключенных к платформе трубопроводах. Выброс нефти из скважин будет предотвращен благодаря наличию на скважинах подводной запорной арматуры.


В приложении 9-32 приводится обзор и краткое описание (в форме таблицы) других возможных аварий. В таблице приведены возможные типы аварий, представленные как функция их расчетной частоты и тяжести последствий. В ходе строительства возможна небольшая утечка, которая, однако, должна иметь ничтожные последствия. На этапе эксплуатации возможны утечки как газа, так и нефти. Утечка газа будет иметь незначительные последствия, однако утечка нефти может иметь весьма значительные последствия. Вероятность обширного разлива нефти или утечки газа, сопровождаемой пожаром или сочетанием пожара и взрыва, весьма мала.


Аварийные утечки с платформ могут быть также вызваны ошибками производственного персонала и отказом оборудования. В приложении 9-33 приведены данные по числу и объемам аварийных выбросов в Мексиканском заливе (1971-1990 гг.) по категориям причин разлива. Наиболее частой причиной разливов, за исключением утечек из трубопроводов, является неисправность системы отстойников. В приложении 9-34 приведено число разливов объемом свыше 0,16 м3


В приложении 9-35 показаны данные о числе разливов по годам в зависимости от числа платформ и числа скважин. Как видно из таблицы, частота разливов (как функция обоих этих параметров) со временем уменьшается. Если для прогнозирования вероятности разливов при реализации настоящего проекта воспользоваться строкой “Итого” в приложении 9-35, то максимальная вероятность разливов в пределах 1-8 м3 составляет 1,2 ґ 10-1 в год, а разливов свыше 8 м3 - 4,8 ґ 10-3 в год. Вероятность разлива нефти объемом более 160 м3 намного меньше. За период 1971-1989 гг. в Мексиканском заливе было зарегистрировано лишь 4 разлива объемом более 160 м3, не связанных с нарушением герметичности трубопроводов. Одна утечка произошла в результате разрыва резервуара из-за поломки элемента его опорной конструкции. Второй разлив произошел в результате утечки из баржи, третий при столкновении теплохода с полупогружной буровой установкой, а четвертый – из-за переполнения танка по недосмотру оператора. Таким образом, с 1971 г. с платформ в Мексиканском заливе фактически было только два разлива объемом более 160 м3, что соответствует вероятности такого разлива 3,9 х 10-5 на одну платформу в год.

Ошибки персонала


В процессе проведения строительных работ возможен травматизм рабочих. С целью сведения к минимуму опасности такого рода компания «Сахалин Энерджи» разрабатывает и внедряет тщательно разработанную программу производственной безопасности. Подробный анализ рисков для персонала платформы, ПНХ, транспортных танкеров и воздушных судов (самолетов и вертолетов), а также другого риска, содержится в томе 8 ТЭО строительства.

анализ возможных последствий аварийного разлива нефти

СведениЯ о Поведении разлитой в море нефти


Имеется множество примеров, когда разлив нефти в прибрежных водах оказал малое или пренебрежимо малое воздействие на морскую флору и фауну, а также на соседнюю прибрежную зону. Разлившаяся в результате выброса на месторождении Экофиск нефть (Северное море, примерно в 320 км от берегов Шотландии и Норвегии) полностью выветрилась в море. При выбросе большого количества нефти на платформе “Иксток” в Мексиканском заливе только 5% разлитой нефти было собрано во время ликвидации разлива и, по оценкам, менее 7% достигло берегов Мексики и Техаса. После аварии танкера “Арго Мерчант” региональные шельфовые течения вынесли нефтяное пятно от берегов Новой Англии в Северную Атлантику. Если не считать случаев разливов непосредственно у берега, как это было с танкерами “Кадиз” фирмы “Амоко” и “Вальдез” фирмы “Эксон” или во время войны Ирака с Кувейтом, большая часть разлитой нефти быстро рассеивается. При этом в атмосфере и воде происходит самоочищение за счет физических и биохимических процессов превращения нефти в двуокись углерода и воду.

РЕЗУЛЬТАТЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ ПОВЕДЕНИЯ НЕФТЯНЫХ РАЗЛИВОВ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ АВАРИЙНЫХ СЦЕНАРИЕВ И ГИДРОМЕТЕОРОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ


Дальневосточным региональным научно-исследовательским гидрометеорологическим институтом (ДВНИГМИ) с привлечением специалистов Государственного океанологического института (ГОИН), Дальневосточной морской инженерно-геологической экспедиции (ДМИГЭ) и Института морской геологии и геофизики (ИМГиГ) выполнено моделирование поведения нефти для четырех аварийных ситуаций и пятнадцати десятисуточных вариантов гидрометеорологических условий для лета и осени (всего 120 расчетных ситуаций).


Были заданы следующие источники:

№1 – разлив в ходе эксплуатации ПНХ в результате разрыва грузовой магистрали;

№2 – потеря управления скважинами на платформе «Моликпак» во время бурения;

№3 – столкновение транспортного танкера с ПНХ во время швартовки;

№4 – столкновение транспортного танкера с рыболовным судном в районе мыса Терпения.


Проведенные предварительные расчеты показывают оценки основных характеристик нефтяных разливов: протяженность, площадь загрязнения, участки поражения береговой зоны, количество нефти испарившейся в атмосферу и диспергирующей в морскую среду. Полный отчет о моделировании приводится в дополнении G.


Для района П-А месторождения, в котором располагаются потенциальные источники разлива № 1 – 3, характерна высокоинтенсивная динамика течений с преобладающим вдольбереговым переносом и высокими скоростями приливных потоков. Летом ветровой режим более спокоен с преобладанием южных и юго-восточных румбов. Несмотря на это при слабых и умеренных ветрах перенос нефтяных разливов за счет поверхностных течений более ориентирован на восток (от берега). Такая ситуация подтверждается специально проведенным корреляционным анализом синхронных наблюдений над поверхностными течениями и ветром. Для рассмотренных летних гидрометеорологических ситуаций, которые соответствуют реальной статистике повторяемости ветров и согласуются с результатами инструментальных наблюдений над течениями, оценочный процент выхода нефтяного разлива на берег составляет около 15% в области севернее точки разлива. В действительности, за счет более высокой повторяемости сильных ветров с восточной составляющей этот процент может несколько увеличиться. Осенью ветра усиливаются и меняют направление с преобладанием северной и западной составляющих. Преобладающим направлением переноса поверхностными течениями нефтяного разлива становятся южные и юго-восточные румбы, что наблюдалось в ходе экспериментов по сбросу буровых растворов при бурении разведочной скважины Аркутун-Даги № 5 в 1996 году. Для рассмотренных сценариев повторяемость выхода на берег составляет около 30%. Потенциальная зона поражения береговой линии становится более протяженной и располагается к югу от точки разлива. При типичных для осеннего сезона северо-западных ветрах нефтяной разлив способен преодолевать за 10 суток более 400 километров с выходом на берег в районе мыса Терпения.


Для южной точки разлива танкера в районе м. Терпения (источник № 4) широтный перенос более выражен, чем для северного с меньшим вкладом динамики приливных течений. Для обоих сезонов преобладает южный перенос с примерно равновероятным смещением пятна на восток или запад. Вероятность выхода на берег оценивается – 20% летом и 50% осенью. Зонами потенциального поражения являются мыс Терпения и о. Тюлений. Следует учесть, что летом за счет сильных ветров южного и восточного направлений реальную вероятность выхода на берег следует считать выше, а зоной десятисуточного поражения потенциально может являться побережье залива Терпения. Особую экологическую опасность источник № 4 может представлять для о. Тюлений, где расположена заповедная зона.


Анализ времени достижения береговой зоны для всех расчетных сценариев показывает наибольшую вероятность подхода к берегу во вторые и третьи сутки от начала разлива. Далее суточная вероятность выхода на берег уменьшается, однако фиксировались потенциальные случаи выхода на берег и на десятые сутки.


Дополнительно были выполнены оценки неблагоприятных случаев экстермальных ветровых ситуаций с восточной составляющей, которые могут определять вынос нефтяного пятна на берег. Был проведен анализ временной изменчивости полей ветра для четырех наиболее экстремальных ситуаций прохождения тропических циклонов, или трансформированных тропических циклонов (сентябрь 1965, август 1979, октябрь 1979, октябрь 1981). Продолжительность ветров с восточной составляющей со скоростью более 10 м/с составляла от 0 до 12 часов. При этом, наиболее неблагоприятная сиуация наблюдалась 23 октября 1981, когда в течение 4 сроков наблюдений (12 часов) регистрировался ветер восточного направления со скоростью около 20 м/с, что могло бы привести к существенно более быстрому достижению пятном береговой линии, чем получено при расчетах для осредненных метеорологических характеристик. Наибольшие размеры нефтяного разлива соответствует аварии танкера (источник № 4), осень – площадь более 2000 км2 при длине более 300 км. Для источника № 2 площади нефтяного разлива для осенней ситуации, также могут достигать 1000 км2 при несколько большей его длине. В остальных случаях размеры нефтяного разлива существенно меньше.