Пожарная безопасность арктических объектов нефтегазодобычи

В соответствии с общепринятым географическим определением, Арктикой считается район, расположенный севернее полярного круга, площадь которого составляет примерно 21 млн км². В пределах Арктической зоны расположены территории, континентальные шельфы и исключительные экономические зоны восьми арктических государств — России, Канады, США, Норвегии, Дании, Финляндии, Швеции и Исландии. Максимальную протяженность границ в Арктике имеет Россия.

В Арктической зоне содержится значительное количество неразработанных природных энергоресурсов — нефти и газа. Следует отметить, что в число санкций, введенных против нашей страны, входит запрет на поставки в Россию высокотехнологичного оборудования для добычи нефти в Арктике и на глубоководном шельфе. Арктический шельф — крупный и до настоящего времени практически не использованный резерв развития нашей страны.

Освоение месторождений нефти и газа в Арктике связано с необходимостью проектирования, строительства и эксплуатации объектов повышенной пожарной опасности.

Морские стационарные платформы для добычи нефти и газа

Для освоения морских месторождений на континентальном шельфе используются различные нефтегазодобывающие установки.

Для длительной добычи нефти и газа на континентальном шельфе, особенно в условиях ледовых нагрузок, наибольшее распространение получили морские стационарные платформы (МСП), которые различаются по способу опирания и крепления к морскому дну (гравитационные, свайные, мачтовые), по типу конструкции, по степени переработки пластовой продукции скважин и другим признакам.

Современные морские платформы — дорогостоящие сложные сооружения, при проектировании и строительстве которых реализуются передовые научно-технические достижения.

МСП представляют собой автономные сооружения, включающие комплекс добывающего, технологического, энергетического и вспомогательного оборудования, а также жилые модули, временные убежища, вертолетную площадку и средства обеспечения безопасного покидания платформ в критических аварийных ситуациях. [1].

На Рис. 1 показана одна из крупнейших в мире морских стационарных платформ — платформа «Хайберния» на месторождении им. Жанны д’Арк в Атлантическом океане вблизи о. Ньюфаундленд (Канада). Основание гравитационного типа этой платформы занимает на морском дне площадь
111 м2. Платформа напоминает бетонный остров с зубчатыми краями для противостояния ледовым нагрузкам.

Строительство платформы «Хайберния»продолжалось пять лет и было завершено в 1997 году. Стоимость проекта составила 7,3 млрд долларов США. Запасы нефти составляет 400 млн тонн. Оператором месторождения является компания ExxonMobil. В 2006 на «Хайбернии» добыли 9 млн тонн нефти.

Другой пример уникальной стационарной платформы — норвежская платформа «Тролл-А» (Рис. 2), которая достигает 472 м в высоту и весит около 650 тыс. тонн. В опорах гравитационного основания платформы хранится добытая нефть.

На рис. 3 приведена стационарная нефтегазодобывающая платформа «Приразломная». В настоящий момент МЛСП «Приразломная» —единственная платформа, ведущая добычу нефти на российском арктическом шельфе.

Приразломное нефтяное месторождение расположено на шельфе Печорского моря в 55 км к северо-западу от п. Варандей, в 320 км от речного порта Нарьян-Мар и в 980 км от морского порта Мурманск. Глубина моря в районе месторождения составляет 19-20 м.

МЛСП «Приразломная» конструктивно состоит из двух основных частей опорного основания (кессона) и верхнего строения. Кессон предназначен для размещения на нем верхнего строения, восприятия всех внешних нагрузок и передачи их на грунтовое основание, а также хранения товарной нефти (в кессоне размещены резервуары хранения нефти вместимостью около 130 тыс. м³). По периметру палубы кессона предусмотрены ледовый и волновой дефлекторы (отражатели) для защиты верхнего строения от ледового и волнового воздействия. Верхние строения имеют сооружения для бурения и эксплуатации скважин, подготовки и отгрузки добываемой нефти, энергообеспечения всех видов производства, размещения персонала.

Отгрузка первого танкера с нефтью с Приразломного месторождения состоялась 18 апреля 2014 года. Команду на отгрузку дал Президент России Владимир Путин.

На рис. 4 приведен морской добычной комплекс Goliat(Норвегия). Старт добычи на месторождении был дан 13 марта 2016 года.

Добычной комплекс Goliatэксплуатируется для разработкиместорождения, расположенного на расстоянии 85 км от берега с глубиной моря 380 м. Добыча нефти и газа ведется с помощью инновационной платформы сферической формы типа FPSO, спроектированной Норвежской компанией Sevan.

Другим примером арктического нефтегазового проекта является Штокмановский проект, который пока не был реализован. Штокмановское газоконденсатное месторождение расположено в центральной части шельфа российского сектора Баренцева моря, примерно в 600 км на северо-востоке от Мурманска.

Добыча на Штокмановском месторождении будет организована с помощью подводных добычных комплексов и специальных платформ судового типа (FPSO/FPU). Такие платформы имеют возможность быстро отсоединиться от скважин и уйти с траектории движения айсбергов.

На платформе типа FPSOрасполагается установка первичной подготовки газа. В резервуарах в корпусе платформы будут находиться хранилища газового конденсата, который будет отгружаться непосредственно с платформы в танкеры.

Добытый газ будет доставляться по подводным магистральным трубопроводам на берег, где будет расположен завод по производству сжиженного природного газа (СПГ). СПГ будет отгружаться в танкеры-газовозы и доставляться к потребителям морским путем.

В состав завода СПГ входят резервуары хранения СПГ единичным объемом до 180 тыс. м3.

Реализованным и развивающимся примером арктического газового проекта является освоение Южно-Тамбейского газоконденсатного месторождения — проект «Ямал-СПГ» компании «НОВАТЭК», в рамках которого осуществляется добыча, подготовка, сжижение и отгрузка природного газа и стабилизированного конденсата с полуострова Ямал в танкеры с последующей морской транспортировкой конечным потребителям.

Основной объект проекта — комплекс подготовки и сжижения природного газа. В его состав входят следующие участки:

— технологических линии подготовки и сжижения природного газа, производительность каждой линии 5-5,5 млн тонн в год (в среднем 680 тонн СПГ в час);

— изотермические резервуары хранения СПГ по 160 тыс. м³ каждый.

«Арктик СПГ 2» — второй проект крупнотоннажного завода по сжижению газа после «Ямал СПГ» компании «НОВАТЭК». В рамках этого проекта осуществляется строительство 3 линий по производству СПГ общей мощностью 19,8 млн т. Мощность каждой из трех линий составит 6,6 млн т в год, объем стабильного газового конденсата — до 1,6 млн м3 в год.

Проект «Арктик СПГ-2» предназначен для освоения месторождения «Утреннее», расположенного на полуострове Гыдан в Ямало-Ненецком автономном округе примерно в 70 км от проекта «Ямал СПГ» на восточном берегу Обской губы.

Отличительной особенностью проекта «Арктик СПГ-2» является размещение технологических линий по сжижению природного газа, резервуаров хранения СПГ и газового конденсата на 3 основаниях гравитационного типа (ОГТ), которые будут размещены в море вблизи береговой линии.

ОГТ — это железобетонная конструкция кессонного типа с размерами примерно 300 на 150 м, разделенная плитами, стенами, перегородками и ребрами жесткости на отсеки, в которых находятся технологические резервуары хранения СПГ (два резервуара с емкостью около 100 тыс. м3), газового конденсата, хладагента (этан и пропан) и других сред для обеспечения технологического процесса, а также системы балласта. На ОГТ опираются верхние строения и судовые системы для одновременной швартовки газовозов и танкеров СПГ и газового конденсата. ОГТ также включает все временные и штатные системы механического оснащения, требуемые для строительства, установки, эксплуатации и демонтажа

Следует отметить, что таких объектов, как «Ямал СПГ» и «Арктик СПГ-2», в условиях полярного климата и вечной мерзлоты в мире еще не строилось.

Аварии на комплексах СПГ и морских платформах

Объекты обустройства месторождений нефти и газа традиционно являются объектами повышенной пожарной опасности. Следует отметить, что и комплексы СПГ, и морские платформы — сравнительно новые объекты для нашей страны. Однако мировой опыт их эксплуатации указывает на их крайне высокую пожарную опасность.

Наиболее крупная авария с СПГ в мире произошла на газовом заводе в Кливленде (шт. Огайо, США), на котором 20 октября 1944 г. произошла утечка СПГ (см. рис. 6).

Первоначально утечка составила около 1900 т, а через 20 мин произошел повторный выброс примерно 1000 т. Вылившийся СПГ быстро воспламенился, и часть газа попала в системы канализации и другие замкнутые пространства, что привело к серии взрывов. Возникший пожар практически уничтожил не только сам завод, но и 10 административных зданий и 80 частных домов, которые находились на расстоянии до 400 м от места аварии. В результате пожара погибло 128 человек, 400 человек получили травмы.

В последние годы наиболее серьезной аварией на объекте с наличием СПГ в мире является авария на комплексе СПГ в Скикда (Алжир) компании «Сонатрак», произошедшая 19 января 2004 г. (рис. 7)

При этой аварии в результате утечки горючие пары попали в воздухозаборник парового котла турбины компрессора. Последующий взрыв привел к каскадной аварии с быстрым распространением пожара, в результате развития которой была разрушена значительная часть завода, включая три технологические линии производства СПГ. При аварии погибло 27 человек, 74 человека получили травмы.

Повышенная пожарная опасность морских платформ характеризуется рядом специфических факторов и особенностей. Одной из таких отличительных особенностей является изолированность (расположение в море на значительном расстоянии от берега) и при этом достаточно высокая численность персонала. В связи с этим представляет определенную трудность обеспечение своевременной и беспрепятственной эвакуации людей при возникновении пожара, их защита на путях эвакуации от воздействия опасных факторов пожара и безопасное покидание платформы в случае критической аварийной ситуации.

Другая особенность — максимальная степень использования полезной площади сооружения, плотное размещение на всех уровнях платформы большого количества оборудования различного функционального назначения. 

Высокая пожарная опасность нефтегазодобывающих платформ также подтверждается крупными инцидентами. Две самые масштабные аварии с пожарами и взрывами, возникшие на морских платформах, — это авария в июле 1988 года на платформе Piper Alfaфирмы Occidental Petroleumв Северном море (погибло 167 человек, рис. 8) и авария, произошедшая 20 апреля 2010 г. на буровой платформе Deepwater Horizonв Мексиканском заливе[3] на месторождении Макондо, в результате которой погибло 11 человек (рис. 9).

После взрыва на платформе начался пожар, продолжавшийся около 36 часов, после которого 22 апреля 2010 г. нефтяная платформа затонула. Последовавший далее разлив нефтипревратил эту аварию в одну из крупнейших техногенных и экологических катастрофв истории морской нефтегазодобычи. Через поврежденную скважину на глубине около 1500 м в Мексиканский залив за 152 дня вылилось около 5 миллионов баррелейнефти.

Авария на буровой платформе Deepwater Horizonпоказала, что такие инциденты на объектах обустройства морских нефтегазовых месторождений могут привести к катастрофическим последствиям, для ликвидации которых может потребоваться привлечение сил и средств на уровне одного или даже нескольких государств.

Особенности обеспечения пожарной безопасности объектов обустройства месторождений нефти и газа в арктической зоне

Для обеспечения реализации отечественных арктических проектов и проектов нефтегазодобычи на континентальном шельфе во ФГБУ ВНИИПО МЧС России на основе обобщения мирового опыта был разработан проект свода правил СП «Морские стационарные платформы для добычи нефти и газа на континентальном шельфе. Требования пожарной безопасности». Проект прошел стадию публичных обсуждений, и с учетом замечаний и предложений, полученных от заинтересованных организаций, была разработана его окончательная редакция.

Проект устанавливает общие требования пожарной безопасности к морским стационарным платформам, в том числе к зонированию, объемно-планировочным и конструктивным решениям, к основному технологическому и вспомогательному оборудованию, к системам противопожарной защиты, а также к организационно-техническим мероприятиям и эвакуации персонала в случае возникновения пожара.

Данный свод правил планировался в качестве базового нормативного документа, которым следует руководствоваться при разработке дополнительных нормативных документов, регламентирующих требования пожарной безопасности МСП при проектировании, строительстве, эксплуатации, реконструкции, техническом перевооружении и ликвидации МСП. Следует отметить, что указанный проект СП не был утвержден и введен в действие.

Ниже представлены некоторые основные положения данного свода правил, учитывающие уникальные особенности морских стационарных платформ. 

При проектировании следует предусматривать размещение сооружений и оборудования на платформе, основываясь на следующих принципах:

— группирование элементов компоновки по функциональному назначению и размещение их в самостоятельных зонах. Размещение скважин и основного технологического оборудования на максимальном удалении от жилого модуля, пунктов управления, насосов противопожарного водоснабжения;

— создание на платформе временного убежища, где персонал будет защищен от опасных факторов пожара и может находиться в течение времени, необходимого для ликвидации аварии или организации спасания с платформы, но не менее двух часов;

— обеспечение безопасной эвакуации во временное убежище и к местам посадки в спасательные средства, а также безопасного покидания платформы и спасения персонала в аварийных ситуациях;

— обеспечение скважин резервируемыми системами перекрытия, а технологического оборудования — системами отсечения и сброса давления при пожаре;

— размещение и применение эффективных систем (установок, средств) предупреждения и тушения пожаров;

— регламентация повышенных пределов огнестойкости противопожарных преград, отделяющих жилой модуль, временное убежище, пункты управления от технологической зоны.

Следует отметить, что все стационарные морские платформы на шельфе России проектировались по специальным техническим условиям. Учитывая небольшое количество таких объектов и различия в технологических решениях для них, решение о необходимости разработки нового СП по пожарной безопасности или доработки разработанного ранее во ФГБУ ВНИИПО МЧС России для таких объектов целесообразно принять исходя из ожидаемого количества таких объектов в РФ. 

Учитывая развитие технологий с использованием СПГ в России, наличие все большего количества таких проектов как крупномасштабных, так относительно небольших, также был разработан и введен в действие свод правил «Хранилища сжиженного природного газа. Требования пожарной безопасности» [4]. 

Свод правил устанавливает требования для объектов изотермического хранения СПГ, в которых СПГ содержится в надземных двухоболочечных резервуарах с полной герметизацией с общим объемом хранения более 250 т и единичным объемом резервуара более 260 м3. При этом установлены требования для хранилищ СПГ с резервуарами с металлической внешней стенкой объемом до 60 000 м3и бетонной внешней стенкой объемом до 200 000 м3.

Учитывая высокую пожарную опасность таких объектов, необходимые объемы хранения СПГ, мировой и отечественный опыт проектирования и строительства таких объектов для крупномасштабного хранения СПГ, наиболее безопасным на сегодняшний день типом изотермических резервуаров являются двухоболочечные резервуары с полной герметизацией [5, 6].

На рис. 10 показан двухоболочечный резервуар для хранения СПГ закрытого типа с полной герметизацией.

Такой резервуар представляет собой двухстенный резервуар, в котором хранение сжиженного газа осуществляется во внутренней криогенной металлической емкости, а наружная стенка (бетонная или хладостойкая металлическая) способна удерживать жидкую фазу продукта с обеспечением при этом контролируемого сброса паров в случае разгерметизации внутренней емкости.

Резервуар оборудуется двумя независимыми системами защиты от превышения и понижения давления.

Узлы ввода и вывода из резервуара трубопроводов и других элементов и устройств выполнены только через купольное перекрытие резервуара. Для таких резервуаров используется только негорючая теплоизоляция.

Следует отметить, что с точки зрения обеспечения пожарной безопасности реализация нефтегазовых проектов в Арктике характеризуется рядом особенностей по сравнению с подобными объектами в других регионах с более мягкими климатическими условиями:

— уменьшение противопожарных расстояний в условиях минимизации площади установок;

— особенности строительства в условиях вечной мерзлоты (свайное основание, надземный способ размещения оборудования, устройство ограждения емкостного оборудования и т.д.);

— применение зданий, сооружений и наружных установок в модульном исполнении (огнестойкость, ограничение высоты сооружений, блокировка различных сооружений друг от друга);

— преимущественное размещение взрывопожароопасного оборудования в зданиях и закрытых сооружениях;

— обеспечение эвакуации персонала из зданий и сооружений, организация перемещения по территории объекта и укрытия для людей. Более широкое применение аварийного освещения в условиях полярной ночи;

— функционирование систем противоаварийной и противопожарной защиты в арктических условиях;

— особенности устройства систем противопожарного водоснабжения;

— пожарная охрана объектов (сложности в задействовании дополнительных подразделений в условиях недостаточно развитой инфраструктуры, оснащение пожарной техникой необходимого климатического исполнения);

— учет возможности влияния затяжного пожара на вечномерзлотные грунты.

Указанные задачи имеют масштабный характер и для своего решения требуют проведения ряда исследований.

Выводы

В настоящее время освоение Арктики является одной из основных задач нашей страны. При этом возникает необходимость проектирования и строительства объектов повышенной пожарной опасности.

Реализация крупномасштабных проектов освоения месторождений нефти и газа в Арктическом бассейне обуславливает необходимость разработки соответствующих нормативных документов по пожарной безопасности для стационарных морских платформ, крупномасштабных комплексов и хранилищ сжиженного природного газа.

Специфика обеспечения пожарной безопасности в Арктических условиях обуславливает необходимость дальнейших исследований с учетом современного международного опыта.

Список литературы

1. Kvaerner concrete solutions. [Электронный ресурс]: офиц. сайт Компании «Квэрнэр», 2011-2014. Режим доступа: http://www.kvaerner.com/Global/images/Products/Concrete/Concrete_brochure_eng_2013_2.pdf (дата обращения: 10.03.2017);
2. Никитин, Б.А. Обеспечение безопасности объектов обустройства морских месторождений / Б.А. Никитин, Р.М. Тагиев — Краснодар: Просвещение-Юг, 2008. —204 c.;
3. 29. Deepwater Horizon. Accident Investigation Report. September 8, 2010. London.: BP. — 193 p.
4. СП 240.1311500.2015 «Хранилища сжиженного природного газа. Требования пожарной безопасности», 2015. — 20 с.
5. Стандарт API 625 (2010 г.) «Резервуарные системы для хранения охлажденного сжиженного газа»;
6. EN 1473 «Установки береговые стационарные для сжиженного природного газа».