CC BY
37УДК 622.692.4.053
С.А. Половков1, e-mail: PolovkovSA@niitnn.transneft.ru; А.Э. Гончар1, e-mail: GoncharAE@niitnn.transneft.ru; А.Ф. Максименко2, e-mail: maksimenko.a@gubkin.ru; В.Н. Слепнев1, e-mail: SlepnevVN@niitnn.transneft.ru
1 ООО «Научно-исследовательский институт транспорта нефти и нефтепродуктов Транснефть» (Москва, Россия).
2 ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
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.
S.A. Polovkov1, e-mail: PolovkovSA@niitnn.transneft.ru; A.E. Gonchar1, e-mail: GoncharAE@niitnn.transneft.ru; A.F. Maksimenko2, e-mail: maksimenko.a@gubkin.ru; V.N. Slepnev1, e-mail: SlepnevVN@niitnn.transneft.ru
1 Transneft Research Institute for Oil and Oil Products Transportation LLC (Moscow, Russia).
2 Federal State Educational Institution of Higher Education «Russian State University of Oil and Gas (National Research University) named after I.M. Gubkin» (Moscow, Russia).
Assessment Of The Risk Of Damage To Pipelines Located In The Arctic Zone Of The Russian Federation. Modeling Of A Spill And Determination Of The Possible Volume Of Oil Taking Surface Topography Into Consideration
OIL AND GAS TRANSPORTATION AND STORAGE
Maintenance of trunk pipelines in the Arctic zone of the Russian Federation is subject to increased requirements for prevention and response measures in case of technogenic emergencies, particularly oil spills. Due to weak resistance of Arctic soil under external impact and possible appearance of irreversible processes, it is necessary to take measures in order to minimize impact on the environment. Modeling of oil spills taking into consideration relief and results of risk assessment of putting into operation trunk pipeline called Zapolyarie - PS Purpe of Transneft PJSC is analyzed in the article. This approach helps to identify most dangerous parts of trunk pipeline with high probability of damage and oil spill as a result; assess the volume of oil spills, develop computer model based on the relief data to determine more accurately zones of oil distribution and territory pollution. The Arctic zone of the Russian Federation was chosen for modeling purposes. Arctic nature is very sensitive to anthropogenic impact and its self-healing may last for a long period of time. In case of emergency oil spill, it necessary to localize and liquidate oil, recultivate polluted soil, which can force negative soil processes, such as erosion, slope movements of soil and swamping. These negative processes can lead to new damage of pipelines and additional significant expenses on the recovery of environment. In Arctic conditions, development of new and adaptation of existing methods and technologies of localization and cleaning of oil spills with minimal impact on the environment and results of this impact, first of all on soil, are required.
That is why quick cleaning of an oil spill and minimization of its area is most acute for Arctic zone. Results of damage risk assessment, results of modeling oil spill with determination of outmost from pipeline areas of pollution are presented in the article.
Sequence of actions, presented in the article, helps to form complex approach to forecasting accidents and their implications on the trunk pipeline in the Arctic zone of the Russian Federation using modern software to gain as realistic picture as possible.
Keywords: ArcGIS, the Arctic zone of the Russian Federation, Zapolyarie, PS «Purpe», trunk pipeline, permanently frozen ground, modeling, Transneft PJSC, risk assessment, oil spill.
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).
Нефтепровод проложен в условиях арктического климата (территория Ямало-Ненецкого автономного округа), характеризующегося суровой про-
должительной 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 °С и высокой вязкостью. По этим причинам предусмотрен подогрев нефти до 60 °С 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
Рис. 1. Географическое расположение
МН «Заполярье - НПС «Пурпе»
Fig. 1. Geographical location TP (trunk pipeline)
«Zapolyarye - OPS (oil pumping station)
«Purpe»
Ссылка для цитирования (for citation):
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.
Polovkov S.A., Gonchar A.E., Maksimenko A.F., Slepnev V.N. Assessment Of The Risk Of Damage To Pipelines Located In The Arctic Zone Of The Russian Federation. Modeling Of A Spill And Determination Of The Possible Volume Of Oil Taking Surface Topography Into Consideration (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 12, P. 88-93.
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
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
№ 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
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.
При такой постановке вопроса важным является прогнозирование путей распространения разлива и особенно мест скопления нефти.
OIL AND GAS TRANSPORTATION AND STORAGE
Изолинии рельефа Terrain contour lines
Интерполированный растр рельефа The interpolated terrain raster
Регулярная сетка рельефа A regular terrain grid
Рис. 2. Этапы преобразования рельефа местности Fig. 2. Stages of terrain transformation
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 °С), 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 19982011 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
23-я международная специализированная
рум
ЭНЕРГЕТИКА
15-17 ФЕВРАЛЯ • САМАРА
МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТЕХНОЛОГИЙ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ
Встреча
энергетиков Поволжья
СОЮЗ
г —МАШИНОСТРОИТЕЛЕЙ РОССИИ
/t POP «СОЮЗ ВвШ РАБОТОДАТЕЛЕЙ L-Щ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ»
создаем события
ЭКСПО-ВОЛГА
ул. Мичурина, 23а тел.: (846) 207-11-24
www.expo-volga.ru
Рис. 3. Представление рельефа в 3D с нанесением трассы нефтепровода Fig. 3. A 3D view of topography with drawing the pipeline route
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. 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 Тох1^1^с 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 ги-
льотинных разрывах представлены в табл. 2.
Цифровая модель местности была построена на основе результатов лазерного сканирования. Изолинии и отметки высот были преобразованы средствами ArcGIS 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
Рис. 5. Результаты моделирования разлива Fig. 5. The results of the spill modeling
Наложение карты Корректировка рельефа Рельеф для моделирования
A map overlay A terrain correction A terrain for simulation
Рис. 4. Преобразование рельефа местности Fig. 4. A terrain transformation
OIL AND GAS TRANSPORTATION AND STORAGE
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.
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.
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 объ-
ектов. 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.
References:
1. Lisin Yu.V., Soschenko A.E., Surikov V.I., at all. Technical Solutions For Pipeline Laying Methods, Pipeline Zapolyarie - PS Purpe. Nauka i tehnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov = Science and Technology of Oil and Oil Product Pipeline Transportation, 2014, No. 1 (13), P. 24-28. (In Russian)
2. RD-13.020.00-KTN-148-11. Methodological guidelines for risk assessment of accidents at trunk lines of oil and oil products (approved 15.12.2011 by Transneft JSC). (In Russian)
3. RD 03-496-02. Methodological Guidelines For The Assessment Of Damages From Accidents At Hazardous Production Facilities (approved 29.10.2002 by Decree No. 63 of Gosgortechnadzor of Russia). (In Russian)
4. GOST R 12.0.010-2009 SSBT. Occupational Safety Standards System. Occupational Safety And Health Management Systems. Hazard And Risks Identification And Estimation Of Risks (approved and put into effect by Order No. 680-st dated 10.12.2009 of the Federal Agency for Technical Regulation and Metrology). (In Russian)
5. Safety manual «Methodological Guidelines For The Quantitative Analysis Of The Risk Of Accidents At Hazardous Production Facilities Of Trunk Pipelines Of Oil And Oil Products» (approved 07.11.2014 by order No. 500 of the Federal Service for Ecological, Technological and Nuclear Supervision). (In Russian)
6. ArcGIS Module «Oil Products Spill (Land)». Procedures (attachment to the user's guide for module «Oil Products Spill (Land).» INTRO-GIS, LLC. (In Russian)
Литература:
1. Лисин Ю.В., Сощенко А.Е., Суриков В.И. и др. Технические решения по способам прокладки нефтепровода «Заполярье - НПС «Пурпе» // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2014. № 1 (13). С. 24-28.
2. РД-13.020.00-КТН-148-11. Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах и нефтепродуктопроводах. (утверждено ОАО «АК «Транснефть» 15.12.2011).
3. РД 03-496-02. Методические рекомендации по оценке ущерба от аварий на опасных производственных объектах (утверждены Постановлением Госгортехнадзора России от 29.10.2002 № 63).
4. ГОСТ Р 12.0.010-2009 ССБТ. Системы управления охраной труда. Определение опасностей и оценка рисков (утвержден и введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 10.12.2009 № 680-ст).
5. Методические рекомендации по проведению количественного анализа риска аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов. Руководство по безопасности (утв. Приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 07.11.2014 № 500).
6. Модуль ArcGIS «Разлив нефтепродуктов (суша)». Методики (приложение к руководству пользователя модулем «Разлив нефтепродуктов (суша)»). ООО «ИНТРО-ГИС».
