Идентификация промысловых трубопроводов как опасных производственных объектов
На правах рукописи
Цепенков Сергей Олегович
ИДЕНТИФИКАЦИЯ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ КАК ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ
Специальность 05.26.03 – Пожарная и промышленная безопасность
(нефтегазовая отрасль, технические науки)
Автореферат
Диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Тюмень –2006
Работа выполнена в ООО «Энергия-2»
Научный руководитель: Доктор технических наук, профессор, заслуженный деятель науки РФ
Антипьев Владимир Наумович
Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор
Смирнов Олег Владимирович
кандидат технических наук, ст. научный
сотрудник
Саватеев Юрий Николаевич
Ведущее предприятие: ОАО «Гипротюменнефтегаз»
Защита диссертации состоится «___ » октября 2006 г. в ____ часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.02 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Володарского, 38.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного нефтегазового университета г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72..
Автореферат разослан «___» ____________ 2006 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета Челомбитко С.И.
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы
Промысловые трубопроводные системы, являющиеся неотъемлемой частью обустройства нефтегазовых месторождений, в соответствии с Федеральным Законом №116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» относятся к опасным производственным объектам (ОПО) и согласно действующим нормативным документам должны быть зарегистрированы и внесены в «Государственный реестр опасных производственных объектов». Для этого необходимо предварительно провести идентификацию, в результате которой каждый объект может быть отнесен к тому или иному типу. Идентификация производится по количеству обращающихся опасных веществ, предельные количества которых приведены в таблицах №1 и №2 Приложения 2 Федерального Закона №116-ФЗ.
Указанием Госгортехнадзора России за № У-46 от 14 июня 2000г. («Об идентификации и регистрации опасных производственных объектов в государственном реестре») предлагается временно до разработки методических рекомендаций, учитывающих технологические особенности и отраслевые критерии по идентификации ОПО, руководствоваться «Перечнем типовых видов опасных производственных объектов». В этом перечне «Система промысловых (межпромысловых) трубопроводов куста (площади месторождения)» идентифицируется по признаку транспортирования опасных веществ и типом объекта 3.2. Последнее соответствует тому, что априори принимается количество опасного вещества, находящегося в обращении на ОПО, не превышает 200т. В действительности же в нефтегазосборных трубопроводах количество опасных веществ (нефти и газа) может и превышать 200т. В этом случае ОПО должен относиться к объектам типа 3.1. с вытекающими отсюда последствиями: занесение в базу данных ОПО в соответствии с его высоким типом опасности, разработка декларации промышленной безопасности, увеличение страховой суммы обязательного страхования с 1 млн. руб. до 7 млн. руб.
Сложность вычисления количества опасных веществ (нефти и газа) в промысловых трубопроводах, в которых имеют место двухфазные течения, а также отсутствие методики проведения подобных расчетов и явилось причиной создавшейся ситуации, когда руководящие документы и указания вступают в противоречие с Федеральным Законом №116-ФЗ.
Данная работа направлена на устранение указанных противоречий посредством разработки методики, учитывающей технологические особенности течения газожидкостных смесей по трубопроводам.
Целю диссертационной работы является разработка методики идентификации промысловых трубопроводов нефтегазовых месторождений как потенциально опасных производственных объектов.
Для выполнения поставленной цели в диссертационной работе решались следующие основные задачи:
- проведение идентификации опасности аварий на промысловых трубопроводах и выявление основных факторов, влияющих на создание аварийных ситуаций;
- обоснование выбора основных зависимостей, которые необходимо использовать при идентификации промысловых трубопроводов;
- установление параметров, влияющих на количество опасных веществ, находящихся в промысловых трубопроводах;
- разработка методики определения количества опасных веществ (нефти и газа), которые обращаются в промысловых трубопроводах при проведении их идентификации как опасных производственных объектов.
Научная новизна
- установлено среднестатистическое значение частоты аварий на промысловых нефтепроводах Западной Сибири на примере месторождений ХМАО;
- разработана методика идентификации нефтегазосборных
трубопроводов по количеству обращающихся опасных веществ;
- установлена степень влияния полного газового фактора, диаметра трубопровода, давления, а также физических свойств нефти на количество опасных веществ в промысловых трубопроводах.
Практическая ценность работы
Разработана методика идентификации промысловых нефтегазосборных трубопроводов и на базе ее создан программный продукт, позволяющий с достаточной точностью определять тип объекта при их регистрации в Государственном реестре опасных производственных объектов.
Внедрение результатов работы
Разработанные методика и компьютерная программа рекомендованы Управлениями по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по Тюменской области и по ЯНАО к внедрению для практических расчетов при проведении анализа риска и идентификации нефтегазосборных трубопроводов.
Апробация работы, публикации
Основные положения работы докладывались:
- на международной конференции, посвященной проблемам экологии и промышленной безопасности, г. Самара, сентябрь 2004 г.;
- на тематическом семинаре «Об опыте декларирования промышленной безопасности и страхования ответственности. Развитие методов оценки риска аварий на ОПО», г. Москва, 26-27октября 2004 г.;
- на тематическом семинаре «Об опыте декларирования промышленной безопасности. Оценка риска аварий на опасных производственных объектах», г. Москва, 26-27 октября 2005 г.;
- на Межотраслевом научно-методологическом семинаре по проблемам теплофизики, гидрогазодинамики и теплотехники при ТюмГУ под руководством профессора Шабарова А.Б., г. Тюмень, 20-21 мая 2005 г.;
- на техсовете «Управления по технологическому и экологическому
надзору Ростехнадзора по Тюменской области», г. Тюмень, 20.06. 2005 г.
По результатам публиковано шесть работ в центральной печати.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и списка использованной литературы. Диссертация написана на русском языке, изложена на 103 страницах, содержит 5 рисунков, 2 диаграммы и 6 таблиц. Список литературы включает 92 наименования.
Краткое содержание работы
Во введении обоснована актуальность выполненного исследования. Дана краткая характеристика состояния проблемы, поставлены цель и задачи исследования, сформулированы научная новизна и практическая значимость работы.
В первом разделе приводятся основные положения и определения, необходимые для четкого понимания процессов, связанных с промышленной безопасностью. Дается анализ правовых актов и нормативно технических документов в области промышленной безопасности, связанной с трубопроводным транспортом.
При проведении идентификации опасностей необходимо дать описание возможных сценариев развития аварий для каждого из рассматриваемых блоков или производств.
Проведение анализа риска на стадии «оценка риска» сводится к решению следующих задач: определение частоты нежелательных событий (аварий) на рассматриваемом опасном объекте, оценка последствий аварий и обобщение оценок риска.
В расчетах по определению основных показателей риска необходимо знать ожидаемую частоту аварий на промысловых трубопроводах и вероятность реализации того или иного сценария аварии. Такие данные можно получить только посредством сбора банка данных по авариям на промысловых трубопроводах и их обработки.
После сбора информации и обработки статистических данных по числу аварий на внутрипромысловых трубопроводах за последние 6 лет было установлено значение среднестатистической частоты аварий для условий нефтегазовых месторождений Западной Сибири, 
= 4,5· 10-2 ав./(км·год).
Значение 
может иметь некоторые отклонения для разных нефтяных регионов. В качестве примера в таблице 1 приведены данные по авариям на нефтепромысловых трубопроводах Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО) Тюменской области.
Сведения по авариям на нефтепромысловых
трубопроводах ХМАО за 2003 г. Таблица 1
| № | Район | Кол-во | Протяжен- | Причины аварий | ||||
| п/п | аварий | ность внутрипро- мысловых трубопро-водов, км | коррозия | механич. повреждения | строитель-ный брак | прочие | масса загрязняющих веществ, т | |
| 1 | Нефтеюганский | 1 428 | 11294 | 1 295 | 2 | 5 | 126 | 110,9 |
| 2 | Нижневартовский | 538 | 10049 | 515 | 6 | 1 | 16 | 1 514,4 |
| 3 | Октябрьский | 66 | 7770 | 65 | 0 | 0 | 1 | 32,7 |
| 4 | Советский | 3 | 188 | 3 | 0 | 0 | 0 | 0,0 |
| 5 | Ханты-Мансийский | 44 | 167 | 37 | 0 | 3 | 4 | 30,7 |
| 6 | Когалымский | 27 | 7130 | 27 | 0 | 0 | 0 | 23,7 |
| 7 | Сургутский | 155 | 12417 | 152 | 1 | 0 | 2 | 44,2 |
| ВСЕГО по округу: | 2 235 | 47015 | 2 067 | 9 | 9 | 150 | 1 738,1 | |
Значение аналогичного показателя для магистральных нефтепроводов АК «Транснефть» составляет порядка 2·10-4 ав./км год. Это говорит о том, что среднестатистическая частота аварий на промысловых нефтепроводах Западной Сибири более чем в 200 раз выше значения соответствующего показателя магистральных нефтепроводах АК «Транснефть», по которым транспортируется товарная нефть.
Анализ данных показывает, что основной причиной аварий на промысловых трубопроводах является внутренняя коррозия (около 92 % всех аварий). Число аварий, связанных с механическими повреждениями, строительным браком приходится менее 1%.
Во втором разделе дается классификация промысловых трубопроводов с точки зрения их идентификации как опасных производственных объектов. В соответствии с Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» идентификация ОПО производится по количеству опасных веществ. Наиболее сложными с точки зрения идентификации являются те нефтесборные трубопроводы, по которым транспортируется газожидкостная смесь в двухфазном состоянии. Для определения количества опасного вещества необходимо подсчитать отдельно количество попутного (нефтяного) газа и нефти, находящихся единовременно в трубопроводе.
Известно, что течение двухфазных смесей характеризуется различными структурами потока (их называют еще формами течения).
Границы существования той или иной структуры зависят от многих факторов: объемного расходного газосодержания, критерия Фруда, угла наклона трубопровода и др. В условиях промыслового сбора продукции скважин нефтегазовых месторождений преобладают две структуры – пробковая и расслоенная.
Для вычисления количества газа и нефти, находящихся в трубопроводе, необходимо знать истинное газосодержание 
, которое представляет собой отношение площади сечения трубы, занятой газом Fг, к общей площади сечения трубы = 
.
Истинное газосодержание также зависит от многих факторов: структуры газожидкостного потока, объемного расходного газосодержания 
, числа Фруда, от угла наклона трубопровода, физико-химических
свойств нефти, газа и термодинамических условий нахождения флюидов.
Объемное расходное газосодержание 
с учетом обводненности нефти (
) определяется выражением
, из него получаем 
, (1)
т.к. объемный расход нефти Qн и расход жидкой составляющей газожидкостного потока 
связаны выражением
Qн = 
(1-). (2)
где 
- объемный расход свободного газа, приведенный к условиям трубопровода, (м3/с);
Qн - объемный расход нефти, (м3/с).
Значение Фруда смеси Frсм определяется Frсм =
, (3)
где g - ускорение свободного падения, м/с2;
D - диаметр трубопровод, м;
wсм - скорость газожидкостной смеси, м/с.
Вычисление 
производится с учетом кривой разгазирования пластовой нефти Qг = Гсв Qн н
, (4)
где Гсв –газ, выделившийся из нефти при давлении разгазирования Р,
н – плотность нефти ;
Р – давление в трубопроводе; Ра – атмосферное давление;
To=273,15 К; T – абсолютная температура газа в трубопроводе, К;
Для вычисления Гсв нефтяных месторождений можно воспользоваться эмпирической зависимостью, полученной в Тюменском индустриальном институте (ТюмИИ). Эта формула обобщена на случай газлифтного способа эксплуатации скважин
Гсв = [ А+В 
] Гп + Гг, (5)
где Гп – полный газовый фактор пластовой нефти, м3/кг;
Гг – объем газа, вводимый в скважину при газлифтном способе эксплуатации, м3/кг;
А, В и с – эмпирические константы.
Формула (5) применима при изменении давления в диапазоне 0,1
3 МПа, что соответствует условиям промыслового сбора нефти и газа. Далее воспользуемся значениями эмпирических констант, предложенными в работах ТюмИИ: А = 2,615, В = -1,615 и с = 0,075, которые были получены для ряда месторождений Западной Сибири.
Прежде всего, необходимо определить структуру газожидкостного потока. В различных участках трубопровода структура потока может быть различной и зависит от угла наклона трубопровода. Для восходящих потоков реализуется, как правило, пробковая структура потока. Для горизонтальных и нисходящих трубопроводов возможна как пробковая, так и расслоенная структуры.
Определение структуры газожидкостного потока связано с вычислением критического значения критерия Фруда Frкр, при котором происходит переход из одной структуры потока в другую.
Если значение критерия Frсм, вычисленное по формуле (3), окажется меньше значения критерия Фруда критического (Frкр), то реализуется расслоенная структура потока. Если же Frсм
Frкр, то наблюдается пробковая структура потока. Значение критического критерия Фруда вычисляется по формулам ВНИИГАЗа:
для горизонтальных участков трубопровода –
Frкр =0,2 exp(-2,5
) (1-
)-2 (
)8/7, (6)
для нисходящих участков трубопровода –
Frкр = 
exp(-2,5
) (1-
)-2 (
)8/7,. (7)
В выражениях (6) и (7) приняты следующие обозначения:
, 
,
- кинематическая вязкость газа в условиях трубопровода,
- кинематическая вязкость водонефтяной смеси (т.е. жидкой фазы),
- угол наклона нисходящего участка трубопровода.
- коэффициент гидравлических сопротивлений по длине, который определяется по известным формулам гидравлики однофазной жидкости в зависимости от числа Рейнольдса.
В пластовых условиях нефть находится в однофазном состоянии, но по мере снижения давления при ее движении в стволе скважины и далее в нефтесборных трубопроводах происходит непрерывное разгазирование нефти. Следовательно, каждому сечению трубопровода с определенными значениями давления и температуры соответствует свое отношение расходов 
, 
и, соответственно, значение 
.
После определения структуры газожидкостного потока вычисляется истинное газосодержание 
по одной из формул:
При расслоенной структуре газожидкостного потока
, если 0 
0,18, (8)
, если 0,18 
1, (9)
где 
. (10)
При пробковой структуре потока 
. (11)
Для горизонтальных потоков (
=0) и выражение для 
теряет физический смысл и формулы (8) и (9) для вычисления 
не пригодны. Поэтому в случае горизонтальных трубопроводов с расслоенной структурой потока значение истинного газосодержания находится в результате совместного решения уравнений движения для газовой и жидкостной составляющих потока.
В третьем разделе диссертации излагается методика идентификации нефтесборных трубопроводов.
Блок-схема алгоритма расчета при идентификации нефтесборного трубопровода как ОПО представлена на рис.1.
Поскольку угол наклона трубопровода существенно влияет на структуру двухфазного потока, то расчеты количества опасного вещества (нефти и газа) производятся по участкам с постоянным углом наклона, на которые необходимо разбить весь трубопровод.
Среднее давление Pi на таком участке Li определяется в процессе выполнения гидравлического расчета трубопровода.
· хi, (12)
где 
- давление на устье скважины; 
- давление на первой ступени сепарации; 
- давление на i-ом участке длиной Li ; L - длина трубопровода от скважины до первой ступени сепарации; хi - расстояние от устья скважины до середины участка Li.
Так как значения истинного газосодержания для каждого i-го участка (
) определяются своими зависимостями, то для каждого участка длиной Li, имеющего угол наклона 
, рассчитываются 
,,
и 
, затем определяется структура газожидкостного потока и в зависимости от этих параметров рассчитывается истинное газосодержание 
. Последовательные расчеты для всех участков i=1N трубопровода, проведенные по алгоритму (рис.1), позволяют получить значения количества нефти Mнi и количества газа Mгi на каждом i-ом участке:
Mнi = (1-
) (1-
)Fтр
i нi, (13)
Mгi = 
· Fтр
i 
i, (14)
где Fтр – площадь сечения трубопровода, м2;
нi и гi – плотность нефти и газа при термодинамических условиях в
трубопроводе на i-ом участке, соответственно, кг/м3.
Суммарное количество нефти и газа во всем нефтесборном
трубопроводе определяется по формулам:
Mн =
Mнi, (15)
Mг= 
Mгi. (16)
Рис.1. Блок-схема алгоритма расчета количества нефти и газа в нефтесборном трубопроводе
В четвертом разделе диссертации дается описание разработанной компьютерной программы для расчетов и идентификации нефтесборных трубопроводов, названной «Поток -1» и Руководство пользователя.
В окнах программы задаются параметры перекачиваемой жидкости, конструктивные параметры и технологический режим нефтепровода. После ввода исходных параметров в главном окне появляются результаты расчета по отдельным участкам и общая масса опасных веществ.
Подставляя в таблицу различные данные и проведя соответствующие расчеты, было установлено, что на количество опасного вещества в трубопроводе решающее значения оказывает диаметр.
Так при прочих одинаковых параметрах увеличение диаметра трубопровода со 159 мм до 273 мм при длине в 10 км приводит к увеличению опасного вещества с 19 т до 65 т, т.е. в 3,5 раза, а уменьшение 
обводненности в трубопроводе в два раза с 80% до 40% дает пропорциональное увеличение опасного вещества.
Изменение (в 2 раза) других параметров не приводит к пропорциональному росту или уменьшению опасного вещества (изменение составляет не более 10 %).
Основные выводы по работе
1. На основании обработки статистических данных по авариям на промысловых трубопроводах нефтяных месторождений Западной Сибири в период с 1998 по 2003 годы установлено значение среднестатистической частоты аварий, равное 4,5·10-2 ав./(км год), что более чем в двести раз выше соответствующего показателя для магистральных нефтепроводов. 2. Основной причиной аварий на промысловых трубопроводах является внутренняя коррозия (порядка 90%), обусловленная наличием в нефти пластовой коррозионно активной воды и особенностями двухфазных течений.
3. Разработана методика для определения количества опасных веществ (нефти и нефтяного газа) в промысловых нефтесборных трубопроводах, которая учитывает влияние обводненности нефти, давления в трубопроводе, профиля трассы, фазового перехода углеводородного газа, физических свойств флюидов. На основании этой методики создан программный продукт, позволяющий проводить идентификацию промысловых нефтегазосборных трубопроводов.
4. Установлено влияние различных параметров на количество нефти и газа в промысловом трубопроводе.
Основные положения диссертации отражены в следующих работах: 1. Антипьев В.Н., Налобина Е.В., Цепенков С.О., Чистяков О.Ю. Некоторые аспекты анализа риска на объектах промыслового сбора, подготовки и транспорта нефти и газа. //«Окружающая среда для нас и будущих поколений» «Экологические проблемы и безопасность строительства и эксплуатации нефте- и газопроводов».-Самара: Самарский государственный технический университет 2004. - С. 34 – 42.
2. Антипьев В.Н., Цепенков С.О. Об одном методе расчета количества опасного вещества в аварийном выбросе. //«Безопасность труда в промышленности», № 4, 2004. - С. 42-46.
3. Антипьев В.Н., Налобина Е.В., Цепенков С.О. Некоторые аспекты декларирования промышленной безопасности объектов системы промысловых трубопроводов. //«Об опыте декларирования промышленной безопасности и страхования ответственности. Развитие методов оценки риска аварий на опасных производственных объектах».-М.: НТЦ «Промышленная безопасность, 2004.- С. 86-92.
4. Антипьев В.Н., Налобина Е.В., Смирнов А.Ю., Цепенков С.О. Идентификация внутрипромысловых трубопроводов как опасных производственных объектов. – В журн. «Безопасность труда в промышленности», №7, 2005. – С.42 46.
5. Антипьев В.Н., Глумов М.Н., Налобина Е.В., Смирнов А.Ю., Цепенков С.О. Программное обеспечение идентификации промысловых трубопроводов. //«Об опыте декларирования промышленной безопасности. Оценка риска аварий на опасных производственных объектах».-М.: НТЦ «Промышленная безопасность, 2005.- С. 24-25.
6. Антипьев В.Н., Налобина Е.В., Цепенков С.О. Определение количества опасных веществ в промысловых нефтегазосборных трубопроводах. //«Управление качеством в нефтегазовом комплексе».-М.: МФ «Национальный институт нефти и газа», № 2, 2006.- С. 41-43.
