Расчет количества опасных веществ (СТО Газпром 2-2.3-400-2009)

  Главная      Учебники - Газпром     СТО Газпром 2-2.3-400-2009

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  1  2  3  4  ..

 

7.5 Расчет количества опасных веществ (СТО Газпром 2-2.3-400-2009)

Расчет количества опасных веществ следует выполнять отдельно для каждой технологической составляющей ОПО для проектного режима эксплуатации с максимальным обращением опасных веществ с последующим суммированием полученных значений по каждому опасному веществу.

7.6 Определение причин и условий возникновения аварий на различных составляющих опасных производственных объектов добычи газа и газового конденсата

7.6.1 Причинами аварий (типа открытых фонтанов) на скважинах при бурении, эксплуатации  и капремонте могут являться:

-         отсутствие превенторного оборудования на устье скважины;

-         неисправность превенторного оборудования;

-         отсутствие или неисправность шарового крана на бурильных трубах;

-         отсутствие или неисправность обратного клапана обсадной колонны;

-         разрушение обсадной колонны;

-         неправильные действия буровой бригады;

-         дефекты (металлургические) металла колонн скважины, трубной обвязки устья, фонтанной арматуры, развитие которых приводит к разгерметизации оборудования;

-         нарушения технологии изготовления деталей;

-         нарушения правил монтажа изделий;

-         коррозия металла колонн скважины, трубной обвязки устья, фонтанной арматуры, ведущая к их разгерметизации;

-         абразивный износ оборудования под действием частиц породы, выносимых из скважины с потоком газа, с разгерметизацией оборудования.

Причинами газопроявлений всех типов при бурении скважин могут быть:

-         недостаточная плотность бурового раствора;

-         поглощение бурового раствора;

-         неполное заполнение скважины при подъеме инструмента;

-         подъем инструмента с сальником;

-         вскрытие зоны аномально высоких пластовых давлений, не предусмотренной проектом;

-         незаполнение обсадной колонны при спуске в скважину.

На эксплуатируемых скважинах возникновению аварий с открытым фонтанированием, как правило, предшествует появление утечек. Наиболее характерными элементами, на которых могут иметь место утечки, являются:

-         крышки и корпуса вентилей фонтанной арматуры;

-         катушки (адаптеры и переходники);

-         крестовины и тройники;

-         прокладки элементов фонтанной арматуры;

-         НКТ (приустьевая часть).

7.6.2 Причинами и условиями возникновения аварий на промысловых и межпромысловых газопроводах могут быть:

-         коррозионное растрескивание под напряжением (КРН или стресс-коррозия);

-         внутренняя коррозия и эрозия;

-         подземная и атмосферная коррозия;

-         механические повреждения (строительной техникой, бурильным оборудованием, в результате взрывных работ, актов вандализма и терроризма);

-         дефекты труб, оборудования и материалов во время их изготовления, транспортировки и СМР;

-         циклические нагрузки, приводящие к усталостному разрушению;

-         природные воздействия (подвижки грунта из-за оползней, селей, карстов, землетрясений, размывов, морозного пучения и др. процессов, эффекты растепления многолетнемерзлых грунтов, обводнение траншей). Для надземных трубопроводов может иметь место проседание (выпучивание, коробление) их оснований при недостаточном заглублении свай в многолетнемерзлые грунты. Возникающие в результате изгибающие напряжения могут вызвать разрушение стенок трубопроводов;

-         нарушения правил технической эксплуатации.

               Аварии на конденсатопроводах происходят, в основном, по тем же причинам (кроме КРН), что и на газопроводах.

При анализе конкретного участка протяженного трубопровода рекомендуется из приведенного списка причин выделить ожидаемые причины аварий применительно именно к этому участку трубопровода с учетом реальных условий его эксплуатации и местных действующих факторов окружающей среды, а также с учетом имеющихся статистических данных о причинах и условиях возникновения имевших место ранее аварий на аналогичных по конструктивно-технологическим параметрам и условиям эксплуатации участках трубопроводов. Данный подэтап может рассматриваться как подготовительный для этапа оценки ожидаемой частоты аварий на анализируемом участке трубопровода с учетом влияния различных факторов на него.

7.6.3 Основными факторами и причинами возникновения аварий на УКПГ, ГС, УППГ являются:

-            изменение гидравлического сопротивления рабочих каналов (секций) технологического оборудования или соединительных трубопроводов, например, вследствие гидратообразования, парафино- и солеотложений, пенообразования газожидкостных потоков или залповых выбросов жидкости;

-            полная закупорка трубопроводов и арматуры ледяными и кристаллогидратными пробками;

-            эрозионный или коррозионный износ стенок проточной части оборудования, трубопроводов;

-            нарушение технологического режима работы оборудования, например, неоправданное изменение термобарических параметров эксплуатации;

-            дефекты изготовления или монтажа оборудования;

-            наличие значительного числа переходов подземных трубопроводов в надземные, являющихся местами повышенной коррозионной активности и концентрации напряжений;

-            наличие большого числа арматуры, тройников, переходников, фасонных частей и т.п., т.е. мест с усложненной технологией проведения СМР, ухудшенным контролем качества сварных швов, повышенной концентрацией напряжений;

-            сложная пространственная стержневая конструкция надземных трубопроводов обвязки технологических аппаратов с большим числом жестких и скользящих опор, испытывающая значительные переменные температурные и газодинамические нагрузки;

-            ошибки на стадии проектных решений;

-            недостаточно качественный диагностический контроль и несвоевременное выполнение ремонтных работ по обеспечению герметичности трубопроводов, сосудов, аппаратов;

-            ошибки персонала при выполнении регламентных или ремонтных работ;

-            ошибочные действия операторов на стадиях пуска или аварийной остановки технологических линий УКПГ, ГС ;

-            вандализм, диверсии и пр.

-            случайное повреждение оборудования транспортными средствами или летательными аппаратами;

-            недостатки в организации систематической работы по обучению и проверке знаний персонала по ТБ со стороны эксплуатирующей организации.

Основными инициирующими аварии на УКПГ, ГС, УППГ событиями могут быть следующие отказы на следующих составляющих:

-            Сепарационное и емкостное оборудование:

а)      нарушение герметичности оборудования вследствие его коррозии, эрозии, износа уплотнительных элементов фланцевых соединений;

б)      забивание твердыми частицами фильтрующих или сепарационных элементов, приводящее к увеличению гидравлического сопротивления соответствующих секций и нарушению гидрозатвора в системе слива отсепарированной жидкости;

в)      чрезмерное (бесконтрольное) увеличение гидравлического сопротивления отдельных секций аппаратов, приводящее к их деформации и поломке;

г)       нарушение крепления внутренних перегородок аппаратов вследствие отсутствия контровки крепежных соединений;

д)      нарушение работоспособности предохранительных клапанов, деформация  и обрыв патрубков их крепления;

е)      отказ средств контроля и регулирования;

-             Теплообменное оборудование и АВО газа:

а)      парафино- и солеотложения в трубном (межтрубном) пространствах, отложения кристаллогидратов и льда в рабочих полостях и каналах, приводящие к снижению проходного сечения или закупорке каналов;

б)      нарушение герметичности фланцевых соединений вследствие износа уплотнительных прокладок или коррозии фланцев;

в)      нерасчетное изменение угла наклона лопастей вентилятора АВО.

-            Турбодетандерные агрегаты (ТДА):

а)      дефекты изготовления и сборки, не  выявленные в процессе испытаний;

б)      ошибки эксплуатационного персонала: несоблюдение регламента на эксплуатацию ТДА при пусках, остановках или переключениях оборудования, несвоевременное реагирование на нерасчетные отклонения в режиме работы;

в)      усиливающаяся или внезапная вибрация агрегата, причинами которой могут быть:

1)        резонансные колебания деталей ротора;

2)        солеотложения и усталостные разрушения деталей;

3)        нарушение контровки крепежных  соединений;

4)        неравномерные по окружности зазоры в уплотнениях и подшипниках;

5)        деформация фундаментных оснований при растеплении грунта;

6)        дисбаланс ротора вследствие эрозионного износа деталей ротора и уплотнений.

-            Насосно-компрессорное оборудование:

а)      износ манжетных уплотнений и штоков дозировочных насосов вследствие загрязнения мехпримесями перекачиваемой жидкости;

б)      износ торцевых уплотнений и рабочих колес, приводящий к потере герметичности   и вибрации ротора;

в)      износ или разрушение уплотнения диска колеса центробежного насоса;

г)       пробой изоляции обмоток электродвигателя;

д)      усталостное разрушение сепараторов подшипников качения;

е)      износ упругих элементов соединительных муфт.

-            Печи огневой регенерации водных растворов гликолей:

а)      солеотложения и коррозия поверхностей змеевиков, приводящие к прожогам;

-            Запорная и регулирующая арматура:

а)      коррозия и эрозия уплотнительной пары клиновых задвижек, приводящие к потере их герметичности;

б)      эрозионный износ седел и конусов регулирующих клапанов вследствие наличия в рабочих потоках твердых примесей;

в)      износ деталей сальникового уплотнения штока регулирующих клапанов;

г)       разрыв мембраны пневмоприводных регулирующих клапанов;

д)      потеря упругости или разрушение пружин пневмоприводных регулирующих клапанов и предохранительных клапанов;

е)      отказы электромеханических клиновых задвижек вследствие люфтов в зубчатой передаче редуктора, износа подшипников, кулачков и уплотняющих поверхностей.

            Основными причинами аварий с разгерметизацией и возгоранием в зданиях цехов подготовки газа и газового конденсата с размещенными в них  блоками сепарационного и емкостного оборудования могут быть:

-         неисправность или отсутствие предохранительных устройств;

-         ошибки персонала;

-         утечки газа или газового конденсата по местам уплотнения регуляторов расхода, фланцевым соединениям арматуры на линиях обвязки регуляторов расхода или датчиков измерения уровня жидкости;

-         утечки газа или газового конденсата при проведении ремонтных работ, например, при замене негерметичных задвижек и кранов;

-         коррозия и эрозия стенок трубопроводов и аппаратов вследствие наличия в газе твердых и жидких примесей.

7.6.4. Основными факторами, обусловливающими возникновение аварий на ДКС, являются:

-            сложная конструкция надземной трубопроводной обвязки компрессорных агрегатов с большим числом жестких и скользящих опор, испытывающая значительные переменные температурные и газодинамические (вибрационные) нагрузки, особенно со стороны нагнетания;

-            повышенная вибрация трубопроводов, а также просадки трубопроводов и опор;

-            дефекты изготовления оборудования (в первую очередь фасонных частей и арматуры);

-            погрешности монтажа;

-            недостаточно качественный диагностический контроль и несвоевременное выполнение ремонтных работ по обеспечению герметичности трубопроводов, емкостей, аппаратов;

-            неисправности или отсутствие систем контроля, управления и противоаварийной защиты;

-            неудовлетворительное техническое состояние оборудования, его конструктивные недостатки, физический и моральный износ;

-            недостаточная профессиональная подготовка производственного персонала.

Аварии на установках, аппаратах и агрегатах объектов ДКС происходят, как правило, по следующим причинам:

-            разгерметизация фланцевого соединения на входе (выходе) установки, аппарата или агрегата;

-            разгерметизация корпуса установки, аппарата или агрегата;

-            разрушение фундаментных опор под установкой, аппаратом или агрегатом;

-            разгерметизация торцовых уплотнений установки, аппарата или агрегата;

-            разгерметизация клапанов на трубопроводах обвязок установок, аппаратов и агрегатов;

-            порыв маслопровода;

-            порыв (трещина) на полное сечение трубопровода выхлопа импульсного или пускового газа;

-            разгерметизация камеры сгорания турбины;

-            отказ системы зажигания в камере сгорания турбины;

-            самопроизвольное закрытие шарового крана на технологической линии природного газа;

-            самопроизвольное закрытие клапанов на газо(масло)проводах управления установок, аппаратов или агрегатов;

-            отказы отсекающей арматуры на технологических коммуникациях;

-            коррозия;

-            большой износ оборудования при недостаточно качественном диагностическом контроле и несвоевременном выполнении ремонтных работ по обеспечению герметичности трубопроводов, сосудов, арматуры;

-            внешние причины природного (например, удар молнии) или антропогенного характера (теракт);

-            нарушения правил технической эксплуатации.

Основными вторичными причинами аварий с пожарами на ГПА могут быть:

-            утечки газа из всасывающего и нагнетательного трубопроводов, корпуса центробежного нагнетателя, трубопроводов пускового газа;

-            утечки масла из систем смазки и уплотнения и попадание его на нагретые части ГПА;

-            отказы в системах первичной идентификации утечек газа и масла, обнаружения загораний или задымлений, а также отказы или неэффективность действия систем пожаротушения.

7.7 Определение перечня возможных физических проявлений аварий и расчетных сценариев их реализации

7.7.1 На данном подэтапе сначала рекомендуется определить возможные физические проявления аварий на различных опасных составляющих ОПО ГДО, а затем на основе их анализа выявить наиболее характерные пути развития аварий и сформировать расчетные аварийные сценарии для выполнения дальнейших этапов КолАР.

7.7.2 Возможные физические проявления аварий на составляющих ОПО ГДО, определяются, прежде всего, взрыво- и(или) пожароопасностью природного газа и газового конденсата, а также метанола, абсорбентов (ДЭГ, ТЭГ), турбинного масла, дизельного топлива и др. ГСМ и высокими значениями давления в соответствующих составляющих ОПО.

П р и м е ч а н и е - Природный газ и газовый конденсат по токсикологическим характеристикам  относятся к четвертому классу опасности (слаботоксичные вещества) и по этой причине проявления аварии, связанные с токсическим поражением от этих веществ допускается не рассматривать. Однако, существует опасность асфиксии, прежде всего, при утечках газа из технологического оборудования и трубопроводов, расположенных в зданиях. На открытом воздухе опасность асфиксии незначительна.

С учетом этого, основными физическими проявлениями аварий и сопровождающими их поражающими факторами на ОПО ГДО являются следующие:

7.7.2.1 На скважинах:

а)      Газопроявления при бурении, обустройстве или при капитальном ремонте, возникающие в результате нарушения баланса давления в забойной зоне ствола скважины;

б)      Утечки газа на этапе эксплуатации скважин. Утечки из оборудования устья и обвязки скважины возможны через трещины, щели, неплотности прокладок. При воспламенении истекающей струи газа открытое пламя или тепловое излучение может привести к разгерметизации соседних элементов оборудования и появлению новых утечек. В случае несвоевременной ликвидации утечка может перерасти в фонтанирование.

в)      Утечка по затрубному пространству. Возникает при нарушении сцепления цементировки с грунтом, при разгерметизации эксплуатационных и промежуточных колонн. В радиусе от 200 до 1500 м от скважины могут образовываться грифоны. В районе места утечки может сформироваться облако ГВС, которое может воспламениться от какого-либо источника зажигания.

г)       Фонтанирование. Фонтанирование на эксплуатируемой скважине возникает в результате постепенного увеличения масштаба утечки, разрушения устьевого оборудования или обвязки скважины, в результате деформации и последующей механической поломки формирующих скважину труб. Может иметь два исхода:

-     фонтанирование с воспламенением газа и образованием вертикальной,  наклонной или настильной струи пламени (поражающие факторы: разлет осколков, воздушная волна сжатия, скоростной напор струи газа, прямое воздействие пламени, тепловое излучение);

-     фонтанирование без воспламенения газа с дальнейшим рассеиванием газа в атмосфере (поражающие факторы: разлет осколков, воздушная волна сжатия, скоростной напор струи газа, загазованность).

7.7.2.2 На подземных промысловых газопроводах (шлейфах), коллекторах и межпромысловых газопроводах:

а)      разрыв газопровода с воспламенением газа и образованием струевых пламен или колонного пожара в грунтовом котловане (поражающие факторы: разлет осколков, воздушная волна сжатия, скоростной напор струи газа, прямое воздействие пламени, тепловое излучение);

б)      разрыв газопровода без воспламенения газа, истекающего в виде свободной(ых) струи(й) из концов разрушенного газопровода или в виде колонного шлейфа из грунтового котлована (поражающие факторы: разлет осколков, воздушная волна сжатия, скоростной напор струи газа, загазованность).

7.7.2.3 На надземных промысловых газопроводах (шлейфах) и коллекторах:

а)      разрыв газопровода со срывом его концов с опор с воспламенением газа и образованием струевых пламен (поражающие факторы: разлет осколков, воздушная волна сжатия, скоростной напор струи газа, прямое воздействие пламени, тепловое излучение);

б)      разрыв газопровода со срывом его концов с опор без воспламенения газа, истекающего в виде свободной(ых) струи(й) из концов разрушенного газопровода (поражающие факторы: разлет осколков, воздушная волна сжатия, скоростной напор струи газа, загазованность).

7.7.2.4 На площадочных объектах (УКПГ, УППГ, ГС, ДКС, СОГ):

а)      разрыв технологического газопровода или разрушение емкости, аппарата, установки с природным газом  под давлением с выбросом (истечением) и воспламенением газа и образованием струевых пламен или колонного пожара с распространением вблизи места аварии поражающих факторов: осколков (фрагментов трубы), воздушной волны сжатия, образующейся в начальные моменты истечения сжатого газа в атмосферу, скоростного напора струи газа, прямого воздействия пламени, теплового излучения от пламени;

б)      разрыв технологического газопровода или разрушение емкости, аппарата, установки  с истечением природного газа в атмосферу, его рассеиванием, образованием зоны загазованности и последующим задержанным воспламенением и дефлаграционным сгоранием газовоздушной смеси;

в)      утечка природного газа внутри производственного помещения с образованием взрывоопасной газовоздушной смеси, воспламенением смеси и ее взрывное превращение по дефлаграционному типу с образованием волны сжатия и пожара колонного типа в загроможденном пространстве;     

г)       утечка турбинного масла из патрубков масла ГПА или ТДА, попадание его на горячие поверхности ГПА или ТДА и возгорание с развитием пожара внутри здания компрессорного цеха или укрытия ГПА или ТДА с переходом в пожар колонного типа;

д)      взрыв ТВС в емкостях с газовым конденсатом, метанолом, дизельным топливом, бензином с последующим разливом и воспламенением горючих жидкостей и горением в виде пожара разлития с распространением вблизи места аварии поражающих факторов: осколков емкостей, воздушной волны сжатия, прямого воздействия пламени и теплового излучения от пламени;

е)      утечка горючей термодинамически стабильной жидкости (стабильного газового конденсата, дизельного топлива, турбинного масла, бензина, метанола) из емкости, резервуара, технологического трубопровода с образованием лужи разлития и испарением жидкости с поверхности разлива; воспламенение взрывопожароопасных паров жидкости  (ТВС) от какого-либо источника зажигания, находящегося вблизи лужи разлития с возникновением воздушной волны сжатия, образующейся при взрывном сгорании смеси, прямого воздействия пламени при сгорании облака ТВС и теплового излучения от пламени пожара разлития;

ж)    утечка термодинамически нестабильной жидкости (газового конденсата, хладагента (пропана, пропан-бутана) на СОГ) из технологического трубопровода, емкости, резервуара, насоса с образованием лужи разлития с интенсивным испарением легких фракций с поверхности разлития с образованием, рассеиванием и переносом паров продукта (тяжелее воздуха) вблизи поверхности земли по направлению ветра; воспламенение взрывопожароопасного облака от источника зажигания (автомобиля с работающим двигателем, неисправного электрооборудования или открытого источника огня) как на территории промплощадки, так и вне ее с возникновением воздушной волны сжатия, образующейся при сгорании ТВС, прямого воздействия пламени при сгорании облака ТВС и от пожара разлития, теплового излучения от пламени пожара разлития.

7.7.3 Определение расчетных сценариев аварий на опасных производственных объектах добычи  газа и газового конденсата.

7.7.3.1 На основании анализа возможных физических проявлений аварий и путей их развития необходимо выделить наиболее характерные особенности аварий на различных опасных составляющих ОПО ГДО и сформировать типовые расчетные сценарии. 

7.7.3.2 Сценарный анализ рекомендуется строить по иерархической схеме, включающей группы Ci сценариев и входящие в каждую группу расчетные сценарии Cij, где i=1,…,I – номер группы сценариев, j=1,…,J(i) – номер сценария в i-ой группе. При формировании сценарных групп и расчетных сценариев рекомендуется учитывать не все возможные физические проявления аварий, перечисленные в  7.7.2, а наиболее значимые из них, характеризующиеся наиболее масштабными поражающими факторами с тяжелыми последствиями.

Для обеспечения четкой формализации вероятностных расчетов на дальнейших этапах расчета риска типовые группы Ci расчетных сценариев должны формироваться отдельно для каждого из следующих типов составляющих ОПО ГДО, идентифицируемых с помощью соответствующих буквенных шифров:

-  скважины: шифр «СКВ»;

- участки подземных промысловых, подземных межпромысловых и подземных технологических газопроводов: шифр – «ГП»;

- участки надземных промысловых газопроводов (шлейфов и коллекторов): шифр – «ГНП»

- участки надземных наружных технологических газопроводов, включая наружную обвязку ГПА, ТДА, обвязку наружных емкостей и аппаратов и сами емкости под давлением газа на всех рассматриваемых в стандарте площадочных объектах: шифр – «ГНН»;

- участки надземных внутренних технологических газопроводов, расположенных внутри помещений (включая трубопроводы внутри зданий цехов подготовки газа, обвязку ГПА внутри укрытий ГПА или зданий компрессорных цехов, обвязку закрытых блоков подготовки топливного, пускового импульсного газа на площадках ДКС, обвязку газотурбинных электростанций и т.д.): шифр – «ГНВ»;

- жидкостные трубопроводы горючих термодинамически стабильных жидкостей, емкости ГСМ и стабильного газового конденсата, насосное оборудование с трубопроводной обвязкой; шифр – «ЖС»;

- технологические трубопроводы, емкостное и насосное оборудование (с трубопроводной обвязкой) для перекачки и хранения термодинамически нестабильных жидкостей (нестабильного газового конденсата, хладагента): шифр – «ЖН».

7.7.3.3 Исходным событием каждого расчетного сценария Cij является событие А, обозначающее аварийную разгерметизацию одного из M элементов (или элементарных участков – для трубопроводов), на которые для расчетных целей разбивается каждая ОС из числа перечисленных в 7.7.3.2. Для расчетных целей рекомендуется идентифицировать указанные элементы (элементарные участки) с помощью буквенно-цифрового шифра ОПОk-ОСn-m, где ОПО – буквенный шифр (аббревиатура) или название производственного объекта со следующими возможными вариантами: ФС (фонд скважин), ССГ, УКПГ, УППГ, ГУ, ДКС, СОГ, МТ (протяженный межпромысловый трубопровод или протяженный промысловый коллектор);

k – номер ОПО, условно присваиваемый группой специалистов по выполнению  КолАР объекту при рассмотрении нескольких объектов одного типа (например, нескольких ДКС) в рамках выполняемой работы по КолАР;

ОС - буквенный шифр (аббревиатура) типа опасной составляющей на данном объекте со следующими возможными вариантами (см.7.7.3.2): СКВ, ГП, ГНП, ГНН, ГНВ, ЖС, ЖН;

n – номер, присвоенный конкретной ОС на рассматриваемом k-ом ОПО ГДО;

m – номер элемента (или элементарного участка – для трубопроводов) рассматриваемой ОС.

Для участков протяженных трубопроводов (газопроводов и конденсатопроводов, например, межпромысловых), эксплуатируемых в составе газового промысла, под ОС подразумеваются ПОУ, на которые при проведении КолАР разбивается трубопровод в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-351-2009.

7.7.3.4 При рассмотрении аварийных событий на каждом m-ом элементе (элементарном участке) той или иной n-ой ОС сформированная совокупность расчетных сценариев   должна представлять собой  полную группу несовместных событий, т.е. должно соблюдаться следующее равенство

,

(7.1)

где I – общее количество сценарных групп для данного типа ОС;

J(i) – общее количество расчетных сценариев в i-той группе;

 - условная вероятность реализации расчетного сценария  при условии возникновения аварии A.

7.7.3.5 Рекомендуемые группы сценариев аварий на скважинах.

Обобщенная схема развития аварии на одной из скважин кустовой площадки представлена на рисунке 7.1. Исходным событием при рассмотрении сценариев аварий на скважинах является разгерметизация системы «пласт – колонна – оборудование оголовка скважины – трубопровод подключения к шлейфу».

Рисунок 7.1 – Схема развития аварии на скважинах кустовой площадки.

Рекомендуемые группы сценариев аварий на скважинах обозначаются (где i=1,2,…I – номер группы сценариев, I=4 – общее число групп сценариев для ОС типа СКВ) и приведены в таблице 7.1.


 

Таблица 7.1 – Группы сценариев аварий на газовых и газоконденсатных  скважинах

Обозна-чение и название группы

Группа сценариев (типовая последовательность событий)

Поражающие факторы

 

«Пожар колон-ного типа»

Полная или частичная разгерметизация оборудования скважины, фонтанной арматуры  или трубопроводной обвязки скважины àистечение газа из скважины в режиме "заторможенной" струи при загромождения устья или наличия многочисленных мест разгерметизации фонтанной арматуры способствующих резкому уменьшению кинетической энергии истекающего газа àвоспламенение истекающего газа à возникновение пожара колонного типа à термическое воздействие на технологическое оборудование, соседние скважины (если рассматривается куст скважин), технические средства ликвидации фонтанирования и личный состав противофонтанных подразделений à повреждение фонтанной арматуры и трубопроводной обвязки, запорной арматуры и другого оборудования скважин, получение людьми ожогов различной степени тяжести, а также травм от падающих предметов или действия ВВС.

Воздушная волна сжатия.

Прямое воздействие пламени.

Тепловое излучение от пламени.

Загрязнение атмосферы продуктами сгорания

 

«Горение верти-кальной струи газа – верти-кальный факел»

Полная разгерметизация фонтанной арматуры à истечение газа из скважины в режиме высокоскоростной струи направленной вертикально вверх à воспламенение истекающего газа à возникновение пожара в виде вертикального факела àтермическое воздействие на технологическое оборудование, соседние скважины (если рассматривается куст скважин), технические средства ликвидации фонтанирования и личный состав противофонтанных подразделений à повреждение фонтанной арматуры и трубопроводной обвязки, запорной арматуры и другого оборудования скважин, получение людьми ожогов различной степени тяжести.

Воздушная волна сжатия.

Тепловое излучение от пламени.

Загрязнение атмосферы продуктами сгорания

«Горение настиль-ной струи газа – горизон-тальный факел»

 

Полная разгерметизация фонтанной арматуры à истечение газа из отверстия разгерметизации в режиме высокоскоростной струи направленной вдоль поверхности земли à воспламенение истекающего газа à возникновение пожара в виде настильного факела à термическое воздействие на технологическое оборудование, соседние скважины (если рассматривается куст скважин),  технические средства ликвидации фонтанирования и личный состав противофонтанных подразделений à повреждение фонтанной арматуры и трубопроводной обвязки, запорной арматуры и другого оборудования скважин, получение людьми ожогов различной степени тяжести.

Воздушная волна сжатия.

Скоростной напор  струи.

Прямое воздействие пламени.

Тепловое излучение от пламени.

Загрязнение атмосферы продуктами сгорания

«Истечение газа без возгора-ния»

Полная или частичная разгерметизация обсадных колонн, подземного оборудования скважин, фонтанной арматуры, трубопроводной обвязки скважин à истечение газа из отверстия разгерметизации à отсутствие воспламенения истекающего газа àпоступление природного газа в атмосферу.

Воздушная волна сжатия.

Скоростной напор  струи.

Загрязнение атмосферы углеводородами

П р и м е ч а н и е – Рассматриваются скважины с не более чем 5% объемным содержанием тяжелых (С3-С4-С5) фракций углеводородных газов, выбрасываемых из скважины при аварии. Для анализа развития аварии на скважинах с более высоким выходом тяжелых фракций углеводородов следует использовать подход, аналогичный анализу аварий на трубопроводах, перекачивающих газовый конденсат.

7.7.3.6 Рекомендуемые группы сценариев для опасных составляющих типа ГП, обозначаемые  (где i=1,2,…I – номер группы сценариев, I=4 – общее число групп сценариев для ОС типа ГП) приведены в таблице 7.2.
Таблица 7.2 – Группы сценариев аварий для ОС типа ГП

 

Обозначе-ние и название группы

 

Группа сценариев (типовая последовательность событий)

Поражающие факторы

 «Пожар в котловане («Пожар колонного типа»)

Разрыв подземного газопровода à образование котлована (как правило, в грунтах с высокой степенью связности) à образование первичной воздушной волны сжатия (ВВС) за счет расширения компримированного газа в атмосфере à разлет осколков трубы и фрагментов грунта à истечение газа из котлована в виде «колонного» шлейфа à воспламенение истекающего газа с образованием «столба» пламени в форме, близкой к цилиндрической à  термическое воздействие пожара на технологическое оборудование, здания и сооружения (при наличии вблизи газопровода), а также на людей,оказавшихся вблизи места аварии à возможное каскадное развитие аварии при воздействии поражающих факторов на оборудование под давлением, емкости и аппараты, содержащие природный газ  и горючие жидкости (при наличии вблизи газопровода) à разрушение или повреждение оборудования, зданий и сооружений и, возможно, имущества третьих лиц и компонентов природной среды, гибель или получение людьми (персоналом и, возможно, населением)  ожогов различной степени тяжести, а также травм от действия ВВС, осколков.

Разлет осколков.

Воздушная волна сжатия.

Прямое воздействие пламени.

Тепловое излучение от пламени.

Загрязнение атмосферы продуктами сгорания

 «Струевые пламена»

 

Разрыв газопровода à «вырывание» плетей разрушенного газопровода из грунта на поверхность (как правило, в слабосвязных грунтах) à образование первичной ВВС à разлет осколков трубы и фрагментов грунта à истечение газа из газопровода в виде двух независимых высокоскоростных струй à воспламенение истекающего газа с образованием двух струй пламени, горизонтальных или наклонных (вверх) à прямое и радиационное термическое воздействие пожара на технологическое оборудование, здания и сооружения (при наличии вблизи газопровода), а также на людей, оказавшихся вблизи места аварии à возможное каскадное развитие аварии при воздействии поражающих факторов на оборудование под давлением, емкости и аппараты, содержащие природный газ и горючие жидкости (при наличии вблизи газопровода) à разрушение или повреждение оборудования, зданий и сооружений на объекте и, возможно, имущества третьих лиц и компонентов природной среды, гибель или получение людьми (персоналом и, возможно, населением) ожогов различной степени тяжести, а также травм от действия ВВС, осколков.

Разлет осколков.

Воздушная волна сжатия.

Скоростной напор  струи.

Прямое воздействие пламени.

Тепловое излучение от пламени.

Загрязнение атмосферы продуктами сгорания

  «Рассеи-вание низкоскоростного шлейфа газа»

Разрыв газопровода à образование котлована в грунте (как правило, в грунтах с высокой степенью связности) à образование ВВС à разлет осколков трубы и фрагментов грунтаàистечение газа из газопровода в виде колонного низкоскоростного шлейфа à рассеивание истекающего газа без воспламенения à попадание людей, зданий сооружений, технологического оборудования (при наличии вблизи газопровода) в зону барического, осколочного воздействия или газового облака à получение людьми, оказавшимися вблизи места аварии, травм, повреждение зданий, сооружений, оборудования с возможной вторичной разгерметизацией оборудования под давлением в результате воздействия ВВС и осколков; асфиксия у людей при попадании в газовое облако; загрязнение атмосферы природным газом.

Разлет осколков.

Воздушная волна сжатия.

Загрязнение атмосферы углеводородами

 «Рассеива-ние двух струй газа»

Разрыв газопровода à вырывание плетей разрушенного газопровода из грунта на поверхность (как правило, в слабосвязных грунтах) à образование ВВС à разлет осколков трубы и фрагментов грунта àистечение газа из газопровода в виде 2-х свободных независимых струй à рассеивание истекающего газа без воспламенения à попадание людей, зданий, сооружений, технологического оборудования (при наличии вблизи газопровода) в зону барического, осколочного воздействия, скоростного напора струи или газового облака àполучение людьми, оказавшимися вблизи места аварии, травм, повреждение зданий, сооружений, оборудования с возможной вторичной разгерметизацией оборудования под давлением в результате воздействия ВВС, скоростного напора струи и осколков; асфиксия у людей при попадании в газовое облако (струю); загрязнение атмосферы природным газом.

Разлет осколков,

Воздушная волна сжатия.

Скоростной напор струи.

Загрязнение атмосферы углеводородами

 

7.7.3.7 Рекомендуемые группы сценариев для опасных составляющих типа ГНП (надземные промысловые  газопроводы) обозначаются   (где i=1,…,I – номер группы сценариев, I=2 – общее число групп сценариев для ОС типа ГНП) и приведены в таблице 7.3

Таблица 7.3 – Группы сценариев аварий для ОС типа ГНП

 

 

Обозначе-ние и название группы

 

Группа сценариев (типовая последовательность событий)

Поражающие факторы

 «Струе

вые пламена»

 

Разрыв надземного промыслового газопровода à истечение газа из концов разорванного газопровода в виде высокоскоростных струй с  образованием воздушной волны сжатия в момент разрыва à разлет фрагментов трубы à сброс плети газопровода со стапелей с повреждением свай и ригельных устройств, а также соседней нитки газопровода (при наличии) за счет гидродинамического импульса струй à воспламенение истекающего газа с образованием двух высокоскоростных струй пламени - факелов à свободная ориентация факелов в горизонтальном направлении à термическое воздействие факелов на оборудование газопроводов, на компоненты природной среды, а также на людей и сооружения (при их наличии вблизи газопровода) à разрушение и повреждение оборудования аварийного газопровода, соседней нитки, других сооружений (при наличии вблизи газопровода), поражение компонентов природной среды и людей, оказавшихся вблизи места аварии.

Воздушная волна сжатия.

Скоростной напор  струи.

Прямое воздействие пламени.

Тепловое излучение от пламени.

Загрязнение атмосферы продуктами сгорания

«Рассеивание струй газа без воспламе-нения»

Разрыв надземного наружного технологического газопровода àистечение газа из концов разорванного газопровода в виде высокоскоростных струй с образованием ВВС в момент разрыва à разлет фрагментов трубы à сброс плети газопровода со стапелей с повреждением свай и ригельных устройств, а также соседней нитки газопровода (при наличии) за счет гидродинамического импульса струй à рассеивание истекающего газа в атмосфере без воспламенения

 

Разлет осколков,

Воздушная волна сжатия (ВВС).

Скоростной напор  струи.

Загрязнение атмосферы углеводородами

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  1  2  3  4  ..