25 февраля 2022 года Каспийский Трубопроводный Консорциум направил в адрес руководителя Федеральной службы по надзору в сфере природопользования (Росприроднадзор, РПН) обращение, содержащее оценку объема истечения нефти из выносного причального устройства (ВПУ-1) 07 августа 2021 года, выполненную с помощью гидравлической модели c использованием сертифицированного программного обеспечения. Данная оценка произведена в соответствии с договоренностями, достигнутыми на совещании 25 января 2021 года, которое проводилось под руководством главы Росприроднадзора С.Г. Радионовой.
Отрадно, что руководитель федерального ведомства высокого оценила компетентность специалистов КТК по достоверной оценке объема выхода нефти как величины, значительно влияющей на расчет размера вреда.
Глава Росприроднадзора — РБК: «Убивать бизнес нет никакого смысла»
При этом в нарушение сложившегося диалога и до получения расчетов от компании Росприроднадзор подал иск в Арбитражный суд Краснодарского края о взыскании вреда с АО «КТК-Р», произведя перерасчет суммы в сторону значительного повышения от прежде заявленной в расчетах ведомства.
Напомним, что в период осуществления КТК погрузочных операций через ВПУ-1 на танкер Minerva Symphony произошло внезапное повреждение гибкого компенсатора на внутренней линии погрузки ND600, в результате чего около 17 минут происходило истечение нефти из поврежденного компенсатора с различной интенсивностью. Время истечения зафиксировано Росприроднадзором.
Для справки КТК предоставляет фотографии, иллюстрирующие сложный характер повреждения компенсатора. Как видно на фото, герметичность части внутренней и внешней оболочки компенсатора сохранена, что свидетельствует об истечении только через ограниченную площадь отверстия с дополнительным гидравлическим сопротивлением, а не в условиях гильотинного разрыва нефтепровода.
Морской терминал КТК (МТ) является сложным технологическим объектом, состоящим из следующих основных элементов: Резервуарный парк (РП), межплощадочный технологический трубопровод DN1400, береговые сооружения (БС) с узлами регулирования давления и коммерческого учета нефти, подводные технологические трубопроводы DN1050 и выносные причальные устройства (ВПУ) с подводными и надводными шлангами.
Технология погрузки нефти основана на самотечном эффекте за счет наличия разницы геодезических отметок Резервуарного парка и береговых сооружений. За счет указанной разницы гидростатического давления нефть из резервуаров РП под действием силы тяжести поступает по межплощадочному трубопроводу DN1400 на БС и далее по подводным трубопроводам DN1050 на ВПУ, откуда по двум надводным наливным шлангам DN600 уже перемещается в судовые танки танкеров. Принципиальная схема погрузки нефти на МТ КТК представлена ниже.
В связи с тем, что технологическая схема погрузки нефти через ВПУ-1 является достаточно сложной с гидравлической точки зрения, так как имеет разветвление общего металлического трубопровода на два подводных и надводных шланга, то оценка объема истечения нефти с необходимым уровнем точности через повреждение в гибком компенсаторе с использованием имеющихся в распоряжении надзора стандартных упрощенных методик является затруднительной.
Для проведения качественной оценки объемов истечения нефти через повреждение в гибком компенсаторе ВПУ-1 предложено применить гидравлическую модель схемы погрузки с использованием сертифицированного лицензионного программного обеспечения «Гидросистема» версии 4.4 R1 производства компании НТП «Трубопровод». Данная программа позволяет задавать точную геометрическую и элементную модель технологических сетей любой сложности с возможностью проведения гидравлических расчетов.
В качестве примера ниже представлено рабочее окно программы с моделью технологической обвязки ВПУ-1, включающей все элементы трубной обвязки с местами возникновения гидравлического сопротивления.
Обстоятельства процесса истечения
Исходя из имеющегося характера трендов давлений во внутренней и внешней линиях погрузки, можно сделать вывод о том, что повреждение гибкого компенсатора во внутренней линии погрузки развивалось в две стадии.
Поскольку после разрушения части металлического корда и внешнего резинового слоя поврежденного компенсатора давление в обеих линиях погрузки осталось избыточным и на достаточно умеренном уровне, можно сделать вывод о том, что характер повреждения был не в виде полого отверстия, а в виде отверстия с наличием местного сопротивления (часть внутреннего и внешнего резиновых слоев, а также участки металлического корда), влияющего на интенсивность истечения нефти.
Таким образом повреждение компенсатора было не гильотинным (применяемым в методике расчета РПН), так как отсутствовал его полный разрыв по всей поверхности, что подтверждается фотографиями повреждения и наличием избыточного давления в зоне компенсатора в течение всего времени активного истечения.
Также важно отметить, что высотные отметки расположения начала подводного трубопровода (нулевой пикет) и конца подводного трубопровода с учетом подводных шлангов (буй ВПУ-1) являются практически одинаковыми и находятся гораздо выше уложенной на дне моря части трубопровода. В связи с этим после активной фазы истечения нефти из поврежденного компенсатора на ВПУ-1 весь подводный трубопровод, включая береговую часть и подводные шланги, остался полностью заполненным нефтью.
Основные условия проведения расчетов утечки
Для проведения серии расчетов по моделированию объема утечки через повреждение в гибком компенсаторе с помощью ПО «Гидросистема» процесс истечения был разделен на элементарные интервалы времени, в рамках которых усредненные параметры истечения можно было считать постоянными. Также при расчетах необходимо учитывать следующие обстоятельства:
- Показания датчиков давления на ВПУ и расходомера СИКН имеют различную дискретность измерения, в связи с чем показания данных датчиков в конкретную единицу времени могут не отражать фактическую ситуацию соотношения давлений и расхода нефти через СИКН;
- После повреждения гибкого компенсатора начался переходный процесс, сопровождающийся волнами повышенного и пониженного давления и расхода, которые с различными интервалами оказывались в зоне датчиков давления и расходомеров СИКН, что также влияло на фактическое распределение параметров расхода и давления;
- После закрытия запорной арматуры на узлах регулирования давления XV-0006A/C/E в 17:01:01 начался процесс остаточного опорожнения части берегового трубопровода, далее были закрыты арматура на узле СОД XV-0040 и аварийная задвижка на береговой линии ESV-005.
Основные результаты проведенных расчетов утечки
В результате использования инженерного сертифицированного ПО для построения качественной гидравлической модели схемы налива нефти через ВПУ-1 и последующего проведения серии расчетов по истечению нефти из поврежденного компенсатора (проведено 20 основных расчетов), что общий объем утечки за период истечения нефти составил – 89.1 м3 или 69,1 тонны.
Указанный объем истечения также подтверждается выкладками Института космических исследований РАН в ходе международной конференции «Современные проблемы дистанционного зондирования Земли из космоса» (Москва,15–19 ноября 2021 г. слайд 16).
Кроме того, некоторые профильные эксперты смогли также рассчитать ранее предложенную КТК задачу, решение которой доказывает с позиций физики то, что объем более указанного не мог бы попасть в Черное море в аналогичных условиях истечения.
Справочно:
Трубопроводная система КТК – один из крупнейших инвестиционных проектов в энергетической сфере с участием иностранного капитала на территории СНГ. Протяженность трубопровода Тенгиз – Новороссийск составляет 1 511 км; по этому маршруту транспортируется более двух третей всей экспортной нефти Казахстана, а также сырье с российских месторождений, в том числе расположенных на Каспии. Морской терминал КТК оснащен тремя выносными причальными устройствами (ВПУ) позволяющими безопасно загружать танкеры на значительном удалении от берега, в том числе при неблагоприятных метеоусловиях.
Акционеры КТК:Федеральное агентство по управлению государственным имуществом в лице ПАО «Транснефть» (доверительное управление) – 24%, «КТК Компани» – 7%, АО НК «КазМунайГаз» – 19%, Kazakhstan Pipeline Ventures LLC – 1,75%, Chevron Caspian Pipeline Consortium Company – 15%, LUKARCO B.V. – 12,5%, Mobil Caspian Pipeline Company – 7,5%, Rosneft-Shell Caspian Ventures Limited – 7,5%, BG Overseas Holdings Limited – 2%, Eni International N.A. N.V. S.ar.l. – 2% и Oryx Caspian Pipeline LLC – 1,75%.