автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.13, диссертация на тему:Оценка утечек нефти на нефтепроводах Западной Сибири

Р|»д ТКЩЛГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ ИНСТИТУТ

2 2

На правах рукописи УДК 622.692.4.82

КОВАЛЕНКО НИКОЛАЙ ПАВЛОВИЧ

ОЦЕНКА УТЕЧЕК НЕФТИ НА НЕФТЕПРОВОДАХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Специальность: 05.15.13 - Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 1998

Работа выполнена в Тюменском государственном нефтегазовом университете н ОАО "Сибнефтепровод"

Научный руководитель Научный консультант

кандидат технических наук, профессор Земенков Ю.Д.

доктор технических наук, профессор Степанов O.A.

Официальные оппоненты -

доктор технических наук, профессор Малюшин H.A.

кандидат технических наук, доцент Подорожников С.Ю.

Ведущее предприятие: Нефтеюганское управление магистральных нефтепроводов ОАО "Сибнефтепровод"

Защита состоится " 25 " июня 1998 г в 14 часов на заседании диссертационного совета Д 064 07.02 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, Тюмень, ул. Володарского 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ.

Автореферат разослан " 22 "мая 1998года.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор В.Д.Шантарин -

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Основной задачей при работе магистральных нефтепроводов является, помимо обеспечения требуемой производительности, обеспечение надежности линейной части магистрального нефтепровода (МН) с целью предотвращения утечек нефти при авариях, которые приводят к загрязнению окружающей среды. Особенно актуальным это становится в настоящее время, т.к. около 30% нефтепроводов выработали свой ресурс и нуждаются в обновлении. Около 50 % нефтепроводов проработали свыше 15 лет. Увеличение возраста нефтепроводов и проводит к росту числа разрушений металла труб вследствие циклических нагрузок и коррозии. По данным АК "Транснефть" на 1000 км нефтепроводов приходится 4 +5 аварий в год. Причем вероятность возникновения аварий от внешних воздействий коррозии достигает 90 %. Следует отметить, что хотя абсолютное количество аварий сократилось за последние 10 лет с 20 до б +7 в год, относительная доля аварий возросла за этот же период на 20 %. С одной стороны это приводит к необходимости проводить реконструкцию линейной части, с другой - следует до наступления аварий иметь методы и способы, позволяющие в короткий срок оценить тяжесть аварии, рассчитать время ее ликвидации и определить необходимые средства. Следует также иметь в виду, что в последнее время резко возросли штрафные санкции со стороны государства за нанесение экологического ущерба.

Исследованию вопросов ремонтно-восстановительного обслуживания магистральных нефтепроводов посвящено значительное количество работ Алиева Т.М., Антипьева В.Н., Ахатова Ш.Н., Байкова И.Р., Березина B.J1., Бородавкина П.П., Векштейна М.Г., Веремеенко A.A., Галеева В.Б., Галлямова А.К., Галюка В.Х., Гумерова А.Г.,

Донец К.Г., Забелы К.А., Зонекко В.И., Иванова В.А., Кима С.И.. Куликова В.Д., Кумылганова A.C., Лыщенко JI.3., Мавлютова P.M., Макаева Ф.Г., Малюшина H.A., Минаева В.И., Новоселова В.В., Новоселова В.Ф., Ращепкина К.Е., Сайдашева М.А.,Свиридова А.Т.,Сидорова Н.В.,Смирнова В.А.,Сощенко А.Е., Столярова Р.Н., Тронова В.Н., Тугунова П.И., Хретинина И.С., Черняева В.Д., Черняева К.В., Шаммазова A.M., Юфина В.А., Ясина Э.М., Яковлева Е.И. и др.авторов.

Интенсивное строительство в70-е и 80-е годы и многолетний опыт эксплуатации магистральных нефтепроводов и других инженерных сооружений в условиях Западной Сибири позволили накопить обширный материал и множество разнородных фактов, свидетельствующих о значительном взаимном влиянии природной среды и системы трубопроводов. Окружающая среда и сооружения выступают как подсистемы единой геотехнической системы. Взаимодействие подсистем нередко является первопричиной критических ситуаций, поэтому представляет не только познавательный интерес, но и государственное значение. Возникла острая необходимость разработки методик для оперативного определения времени, места и объема утечек нефти и разработку мероприятий по прогнозированию остаточного ресурса линейной части, времени и порядка проведения ремонтно-профилактических работ.

Целью диссертационной работы является создание методик расчета величины утечек нефти для повышения надежности линейной части магистральных нефтепроводов.

Основные задачи исследования:

• анализ причин аварий линейной части и классификация повреждений;

• разработка графа надежности нефтетранспортной системы;

• разработка методики оценки утечек нефти при нестационарных режимах перекачки;

• анализ влияния изменения параметров на погрешности расчета утечек нефти;

• оценка объемов откачиваемой нефти при производстве АВР. Основные разделы работы выполнялись в соответствии с директивными документами:

• "Энергетической стратегией России", принятой Правительством России в 1994 году;

• Программой "Надежность и безопасность трубопроводного транспорта Западной Сибири ", принятой АК " Транснефть" в 1993 г.;

• Программой " Высоконадежный трубопроводный транспорт ", -утвержденной в 1993 г. правительствами России и Украины.

• Федеральным законом " О промышленной безопасности опасных производственных объектов принятым Государственной Думой 20.07.1997.

Научная новизна работы.

• Предложена комплексная классификация повреждений, их видов и причин, позволяющая упростить организацию банка дефектов.

• Разработана методика расчета величины утечки нефти, основанная на априорной диспетчерской информации об изменении расхода и давления в трубопроводе.

• Обоснована возможность использования метода математического моделирования гидравлических параметров с погрешностью расчета 20-30%.

• Получены аналитические зависимости для определения утечек нефти из наклонных и горизонтальных трубопроводов. Практическая ценность работы заключается в разработке положений по совершенствованию методов контроля и оценки утечек нефти при нарушении герметичности трубопроводов. Рекомендации по установке контрольно-регистрирующих приборов способствуют более оперативному обнаружению утечки и повышению точности проводимых расчетов. Разработанная в диссертационной работе методика по определению величины утечки при различном расположении нефтепровода к горизонту является основой при выборе комплекса технических средств для производства АВР. Проведенные расчеты позволили определить потенциально опасные участки на нефтепроводах Сургутского УМН.

Номограммы и программы вычислений, составленные для ПЭВМ на различных языках, апробированы диспетчерскими службами Сургутского УМН в серии промышленных экспериментов и рекомендованы к применению для различного рода экспресс-расчетов утечек. Основные положения диссертации включены^учебные пособия и производственные инструкции по подготовке к аттестации специалистов нефтепроводного транспорта. Апробация работы.

Основные положения и результаты исследований, представленные в работе, докладывались и обсуждались на Международных, Всероссийских конференциях, семинарах, научно- технических советах различного уровня: международного: - 3 доклада ( Международная научно- практическая конференция "Безопасность жизнедеятельности в Сибири и на Крайнем Севере" г.Тюмень, 1996г; Первый международный Конгресс "Новые высокие технологии для нефтегазовой промышленности и энергетики будущего" , г. Тюмень , 1996г ;

международная научио-практическая конференция "Нефть и газ Западной Сибири" г. Тюмень, ТюмГНГУ,1996г); всероссийского -доклад на научно-технической конференции "Транспорт нефти и газа в Западной Сибири", г. Тюмень , 1996г .

Публикация работы.

По материалам диссертации опубликовано 9 работ.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, выводов, списка литературы, включающего 112 наименований и двух приложений. Она содержит 150 страниц машинописного текста, 28 рисунков и 21 таблицу.

В первой главе диссертации рассматривается нефтетранспорт-ная система России в сопоставлении с такими же системами Европы и Америки.

Схожесть ситуации состояния отечественных и зарубежных трубопроводов позволяет применять наиболее перспективные технологии для сокращения отказов трубопроводов и повышения надежности их работы.

Опыт эксплуатации магистральных трубопроводов свидетельствует о существенном ужесточении требований к ним в отношении безопасности для жизни и здоровья людей и окружающей среды.

Любой анализ возможного риска при функционировании опасных объектов включает расчет вероятности и ее последствий. В последнее время подобный расчет становится обязательным уже на стадии технико-экономического обоснования проектов. Эффективность и точность результатов расчета во многом зависит от статистической информации. К сожалению, не смотря на обилие публикаций в данной области, систематизировать подобную информацию можно лишь достаточно условно. В первую очередь это объяс-

няется тем, что практически отсутствует официальная информация, данные получены для отдельных регионов, диаметров.трубопроводов, и, наконец, для веществ со специфическими физико-химическими свойствами.

Авторы различных публикаций указывают на неоднозначное толкование понятий "авария", "отказ" и их некорректное использование. В таких условиях результаты расчета или прогноза риска могут быть неоднозначными, например, причиной увеличения количества аварий на нефтепроводе с 20-летним стажем эксплуатации может быть не только время эксплуатации или внутренняя коррозия, но и увеличение насыщенности местности автомагистралями, увеличение плотности населения, изменение коррозионной активности почвенной среды, наличие грунтовых и поверхностных вод, технология проведения строительных и изоляционных работ и т.д. Таким образом, при анализе аварийных ситуаций целесообразно использовать системный подход, рассматривая каждую из них как сложную систему, где многие входящие в нее факторы являются взаимозависимыми.

Опыт эксплуатации трубопроводов позволил зафиксировать частоту повреждений в количестве 0,9 аварии на 1000 км/год без учета диаметра трубопровода. Тогда как в более ранний период (1966-1978 гг.) частота повреждений составила 0,3 на 1000 км/год. Причиной большинства аварий была коррозия. Из 53 повреждений на нефтепроводах 50 были вызваны внешними коррозионными разрушениями и только 3 - внутренними. Большинство повреждений коррозионного характера относится к трубопроводам, транспортирующим топливную нефть, которую перед транспортировкой приходилось нагревать. Повышение температуры приводило к повреждению изоляционного покрытия . Такие типы повреждений возника-

ли на переходах под автомагистралями и железными дорогами . Внешние коррозионные разрушения регистрировались в основном на старых трубопроводах, не имеющих катодной защиты .

Анализ аварий на трубопроводах США свидетельствует о том, что существует 3 основных причины разрушения подземных трубопроводов: воздействие внешних сил, дефекты материала, коррозия. Многие разрушения трубопроводов, особенно тех, что построены за последние 15-20 лет, обусловлены уменьшением толщины стенки трубопровода из-за коррозии. Главной причиной аварий является воздействие внешних сил (42,9%) , коррозионные повреждения (21,4%), дефекты материалов и нарушения при строительстве (18,6 %). На долю всех остальных причин приходится 17,1 % аварий.

По данным Министерства транспорта США, например^ 1981 г. количество аварий на трубопроводах составило 361 , или на 20% меньше, чем по статистическим данным за 1980г. Из этого числа аварий только 46 случаев приходится на разрушения, связанные со строительными дефектами материала , 24 аварии связаны с коррозией , 37 вызваны другими причинами, а 55 не связано с транспортировкой нефти. В общем, согласно статистике Министерства , 200 аварий были следствием механических воздействий. Из 130 аварий на европейских нефтепроводах возрастом 20-30 лет 53 обусловлено коррозией ( 50- наружной и 3 -внутренней ), из-за механических повреждений - 20 %, 25% аварий вызвано случайными причинами.

Анализ причин свидетельствует о том, что около 30% аварий приходится на дефекты строительства. За последние годы совершенствование технологии и ужесточение стандартов строительства привели к уменьшению количества аварий подобного рода.

Большинство аварий происходят после 15-25 лет эксплуатации. Коррозия в большинстве случаев приводит к образованию отвер-

стий или разломов, которые обычно выявляются и устраняются без нанесения особого вреда трубопроводу.

Коррозионные повреждения имеют преимущественно характер свищей, сквозных трещин, которые своевременно обнаруживаются и устраняются ремонтом без перехода в крупномасштабную аварию. Как показывает проведенный анализ, в России и во всем мире накоплен большой опыт эксплуатации трубопроводов, позволяющий выделить две причины отказов:

ж, Связанные со снижением несущей способности трубопровода под действием дефектов локального характера, являющихся концентраторами напряжений : а) заводской брак - металлургические дефекты в теле трубы в виде закатов, расслоений, неметаллических включений и т.п.; б) дефекты сварки в продольных и поперечных швах стыков труб - непровары, шлаковые включения, смещение кромок, ослабление околошовных зон основного металла и подобные дефекты; в) повреждение стенок труб и нарушение целостности изоляции при строительно-монтажных работах; г) коррозия металла трубы (внутренняя, внешняя

*г Связанные с увеличением внешних нагрузок: а) повышение давления вследствие нестационарных режимов перекачки по трубопроводу; б) продольные усилия в результате температурных колебаний в окружающей среде; в) случайные нагрузки, вызывающие местный изгиб трубопровода в грунте. На практике к разрушению трубопровода может привести одновременное воздействие причин обеих групп.

Следует выделить еще одну группу факторов - это усталостные явления в металле, обусловленные цикличностью изменения внутреннего давления в трубопроводе. Сочетание различного рода дефектов усугубляет последствия, проявляющиеся в снижении пре-

дельных значений параметров повреждений и внутреннего давления в трубопроводе, приводящих к протяженным разрушениям- труб.

Доля отказов, вызванных механическими повреждениями трубопроводов под воздействием внешних сил от постороннего вмешательства в процесс эксплуатации в РФ сравнительно невелика (1114%). В странах Западной Европы и США, напротив, внешние повреждения - одна из основных причин аварий, что, по - видимому, связано с более высокой интенсивностью производственно-хозяйственной деятельности в районах, пересекаемых трубопроводами в этих странах.

В целом число аварий, происходящих из-за коррозии труб, в Западной Европе и США в 2-3 раза ниже, что является следствием внедрения эффективных методов противокоррозийной защиты и широкого применения неразрушающих методов контроля.

В основе предлагаемой графической модели надежности нефте-проводных систем ( рис. 1 ) учтена необходимость рассматривать отказы как системы в целом, так и ее подсистем и элементов. Здесь под надежностью элемента понимается его способность выполнять функции с заданными характеристиками в определенных условиях эксплуатации в течение требуемого интервала времени. Надежность нефтепроводов определяется их способностью поставлять кондиционный энергоноситель потребителям в запланированных объемах и с заданными технологическими параметрами в течение всего анализируемого периода времени и обусловливается безотказностью, долговечностью и ремонтопригодностью. Состояние НТС при обслуживании можно классифицировать как работоспособное и неработоспособное( не только аварийное). Признаком аварийного состояния можно считать наличие значительного повреждения.

Надежность нефтетранспортной системы (НТС)

1

гофры

вмятины

каверны

поры

провалы

Неоднородности металла

4- 4- 4- В

4- и

4- д

1- ы

свищи

трещины

разрывы

повреждения арматуры и ритмов с выходом продукции

Рис. Графическая модель надежности НТС

По сравнению с зарубежными трубопроводами трубопроводы Тюменской области имеют значительно больший диаметр ( почти в 1,5 раза), что в значительной степени усложняет ремонтно-восстановительные работы и увеличивает наносимый ущерб, кроме того они проходят через необжитые районы, не имеющие развитой транспортной сети. Трубопроводы Западной Сибири имеют более высокую категорию аварийности. В первую очередь это объясняется большими объемами перекачки нефти, которые за 1994-1997 годы практически не изменились, а по величине равняются аналогичным трубопроводным системам Северной Америки и Западной Европы. Сравнительный анализ этих трех крупнейших в мире систем показывает, что развитие их, начавшееся 50-40 лет назад, близко к завершению, и они имеют много общих характеристик. В данном случае представляется возможным использовать статистические данные по эксплуатации современных трубопроводов, в частности , по причинам разрушения, возможным методам ликвидации отказов , определению величины утечек, противокоррозионной защите и т.д. Это позволит в конечном счете создать банк данных для отечественных нефтепроводов и определить приоритетные направления по прогнозированию и ликвидации повреждений, уменьшив при этом уровень риска.

Во второй главе диссертации приводится анализ способов классификация контроля утечек в зависимости от режимов работы, по периодичности контроля, по применяемым физическим методам и т.д. Предложено оценить имеющиеся средства и способы контроля комплексным показателям, ранжированием их. Всего было изучено 15 наиболее известных методов, среди которых можно отметить метод сравнения расходов, метод контроля отрицатель-

ных ударных волн, радиоактивный, ультразвуковой, метод акустической эмиссии и др. Оказалось, что максимальную экспертную оценку 37 и первый ранжированный уровень имеет метод математического моделирования гидродинамических параметров, который в дальнейшем был положен в основу разрабатываемой методики оценки утечек. Метод разработан достаточно хорошо, известны различные его решения Антипьева В.Н., Бобровского С.А., Галеева В.Б., Зайцева Л.А. и других авторов.

Величину утечки предполагается определять по следующей зависимости:

V = /ОуЮ^ ИЛИ V = £ (зиод*, О)

О

где СМО - расход через отверстие ^определяемый по разности расходов:

<2,(О = <М0 - (МО ,

<2х (1)- расход на аварийном участке ха;

СМО - расход на участке ( Ь - ха); Т

~шаг приближенного интегрирования, на котором

процесс истечения может считаться квазистационарным; Т - продолжительность истечения; N -число разбиений времени Т на интервалы М; Ь - длина контролируемого участка нефтепровода.

Расход (0 можно рассчитать, используя соотношение гидравлических уклонов ¡о и ¡ь (0, определяемых по обобщенной формуле Лейбензона. При этом предполагается, что коэффициенты режима течения р

о~ РЬ И Шо

= пц_, таким образом имеем:

Решая систему уравнений Бернулли, записанную для участков ха и ( Ь - ха) при работающих нефтеперекачивающих станциях с поврежденным трубопроводом,можно получить:

р-% \ О» J

2-т

Р ГА Р 8

где (20 • начальный расход р - плотность нефти; Ъ к -нивелированные отметки: Рц(0 и Рк(0 - давление с начале и конце трубопровода. Отсюда

¡,.(0=

Р-8_

/ \ 2-т

(4)

или

(5)

После преобразований:

£н-гк)+_рн(1)-рк(о ха.

(Ь-Х- )•!„ (ь-ха.)

V VI ;

'(6)

Окончательно:

' 7 Ри(0-Рк(01 о,1"

р-ъ

<?Л0

2-л

•(7)

х

1

Таким образом, полученные зависимости (1) и (7) позволяют на основе диспетчерских данных об изменении давления в нефтепроводе определить величину утечки в период, когда насосные станции работают на поврежденный участок. Расчет рекомендуется проводить с применением специально составленных программ на языках РЬ/1 и РАБКАЬ для ПЭВМ.

Для оценки погрешности расчетов по предложенному методу определения утечки уравнение (9) записывается в виде:

Q„ = Qi - Q,

z, - z2 +

p,

PS

S \ 2-ш

Qo

(L-x>0

i

2-m

(10)

где 0„ - расход нефти в месте утечки; (2« - производительность исправного трубопровода; - производительность в начале трубопровода во время утечки; Р] и Рг - давление в начале и конце трубопровода во время утечки; X - расстояние от начала трубопровода до места утечки.

Для определения величины относительной ошибки 5(3 использовались частные производные зависимых величин, например:

8 Q =

dQn

dQ ,

AQ , +

¿Qn

АР, +

dQn

д?

АР

(И)

Подобным образом было проанализировано влияние всех входящих в уравнение (10) параметров. Дифференцирование производилось ПЭВМ в математическом пакете MathCad PLUS 6.0 Диапазон изменения исследуемых величин определялся по их фактическим значениям на реальных трубопроводах. На рис. 2 в качестве примера приведена зависимость относительной величины утечки от расстояния до места повреждения. Аналогичные графические и

аналитические зависимости полученные других параметров. Так установлено, что ошибка расчетов по данной методике варьируется от J до220%.Только изменение расхода в 1% на аварийном участке (при "неблагоприятных" сочетаниях других величин) может вызвать увеличение ошибки до 1,5%. Адаптирование модели к реальным условиям перекачки позволило разработать рекомендации по определению мест установки на линейной части нефтепроводов контрольно - регистрирующих приборов и уменьшить погрешность расчетов до 25%.

5Q,%

162 145 127 110 92 74 57 39 22

4 0 4Ч04 8-104 12- К? X, км Рис.2. Зависимость 8 Q от хпри!я160км

В третьей главе диссертации приводится методика расчета объемов откачиваемой нефти из наклонного трубопровода. Расчетная схема приведена на рис 3 и 4.

Для определения объема нефти(подлежащего откачке!использована система трех уравнений:

х2 + ( у - I*)2 = к1 - уравнение окружности Ъ - О - уравнение плоскости ХОУ

у = Ь - уравнение плоскости, пересе -

кающейся с ХОУ по прямой КД.

Из геометрических построений рис. 3 и 4 следует: Ь = Ьг-8та, Ь=Ьг-со8а, Ь=Ьтр^а, (10)

где - Ьг- длина горизонта, м; а- угол наклона трубопровода; Ь - высота отсеченного участка, м; Ь - длина участка трубопровода, м.

Координаты 3-х точек, через которые проходит горизонтальная секущая плоскость:

т.А (0,0,Ь)

т.В (д/к. 2 - (Ь - Я)' ,Ь,0)

т.С С~л/К 2 ~ О5 ~ К У » Ь, 01

Решаем систему уравнений:

Ул 2л 1 2А хл 1 ХА Ул 1 Хл Ул *А

УА 2В 1 • X + 2А х» 1 •у + ХА Ув 1 ■г = Хл Ув 2В

Ус 2С 1 хс 1 хс Ус 1 х< Ус

(11)

Главный 0

д =

определитель 0 Ь

>2-(ь-я)2 Ь

системы

(11):

= ь-ь -/к2 -(ь-и)2 +

+ Ь • Ьу/пг -(ь-и)2 = 2Ь• ц/к* -(ь- Я)2.

Переходим к определению объема усеченного цилиндра:

ь /«Му-«)1 (ь-ь-ь-у) У= // г <1х с1у = /бу \ ±-— • (1х =

(13)

о о о

Используя табличные интегралы при решении формулы (13), можно получить объем продукта, подлежащий откачке:

У=

Ь 2

(14)

Одним из частых и наиболее распространенных случаев для нефтепроводов Западной Сибири является малое значение угла наклона а или практически горизонтальное расположение. В этом случае может быть два частных решения, когда повреждение расположено ниже или выше оси.

я ь

;----------—1

-тр

Рис.5. Расчетная схема определения утечки для горизонтального трубопровода при Ь>11

Допустим тогда уравнение для определения

площади сегмента имеет вид:

8 = -у(/?-5т/?);

(15)

К2

2аг

( ^-(ь-н)1'

h-R

N ( (

- вш 2агч^

у 1

Ь-Я

Я2

2arctg

>чм

Для случая, когда Т\ ( I

я-ь

— вш 2ап^

/ 1 ч

я-ь

(16)

N

\

С целью упрощения расчетов объемов утечки составлены номограммы программы для ПЭВМ при различном расположении места повреждения. Это позволяет оперативно оценить величину утечки и принять соответствующую стратегию ликвидации аварии с учетом рельефа местности, гидравлического уклона, расположения водоемов.

Результаты проведенных теоретических исследований подтверждены серией промышленных экспериментов ( осуществленных на действующем нефтепроводе УБКУА диаметром 1200 мм. Планирование экспериментов на участке протяженностью более 500 км позволило существенно уменьшить общее их число, а также смоделировать утечки различной величины(от 0,09 до 0,60 м3/с) при реальных гидродинамических режимах. Всего было обработано около тысячи диспетчерских данных. Сравнительные оценки показали -

результаты опытов воспроизводимы по критерию Кохреиа и удовлетворительно согласуются с теоретическими предположениями. Коэффициент множественной корреляции Я в абсолютном большинстве случаев составлял 0,83 - 0,90. Математическое моделирование гидродинамических параметров на нефтепроводе позволило определить утечки с относительной ошибкой,не превышающей 20 - 30 %.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Установлено, что основными причинами аварий в России и зарубежных странах являются коррозионные разрушения металла труб и брак, допущенный при строительстве трубопроводов. Показано, что аварии носят случайный характер и, как правило, не могут быть спрогнозированы. Критерием оценки 8 этом случае является степень риска.

2. Предложен граф причинно-следственных связей показателей надежности нефтетранспортной системы, включающий в себя характеристики состояния НТС, классификацию и виды повреждений, а также причины, приводящие к авариям линейной части.

3. Проведены промышленные эксперименты по оценке влияния различных факторов на погрешность расчета величины утечки. Показано, что наибольшее влияние оказывают расстояние от регистрирующих приборов до места утечки и степень изменения давления.

4. Дана классификация методов контроля утечек и их ранжирование. Проанализированы основные параметры диагностирования. Экспертный опрос показал, что приоритетным является метод математического моделирования гидравлических параметров.

5. Предложена методика оценки величины утечек с использованием диспетчерских данных по изменению давления на НГ1С и трассе трубопровода. Разработана программа расчета на ПЭВМ.

6. Создана методика определения объема нефти, извлекаемой из трубопровода при различных углах наклона его к горизонту. Для определения объема утечки разработана программа, а для оперативного расчета рекомендованы номограммы.

7. Разработаны рекомендации по контролю утечек и сооружению на потенциально опасных учасках трубопроводов аварийных амбаров.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих

работах:

1. Коваленко Н.П., Земенков Ю.Д., Степанов O.A. Оценки потерь нефти и газа при их транспорте по трубопроводам. // НТС Науч. техн. проблемы Западно-Сибирского нефтегазового комплекса. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1995. - с.37-39.

2. Земенков Ю.Д., Кутузова Т.Т., Коваленко Н. П. Повышение экологической безопасности при эксплуатации нефтепроводов Западной Сибири.// Известия вузов. Нефть и газ. - 1997- № 5.- с.85-88.

3. Земенков Ю.Д., Долговых B.JI., Коваленко Н.П. Определение утечки на магистральных нефтепроводах. // Известия вузов. Нефть и газ. - 1997,- № 2.- с. 72-75.

4. Земенков Ю.Д., Коваленко Н.П., Степанов O.A. Оценка ущерба при авариях на нефтепроводах. // Сборник трудов УНТУ. - Уфа, 1997,- с.50-55.

5. Контроль и восстановление качества нефтсй и нефтепродуктов. Учебное пособие./ Зсмснков Ю.Д., Коваленко Н.П., Хойрыш Г.А. и др. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1997. -126 с.

6. Коваленко Н.П., Земенков Ю.Д. Контроль утечек на нефтепроводах: Тез. докл. НТК "Проблемы повышения надежности эксплуатации промышленных объектов транспорта нефти и газа. - М.: Нефть и газ, 1997. - с. 35.

7. Коваленко Н.П., Габдраупов Д.Д., Земенков Ю.Д. Опасные производственные факторы. Инструкция для ИТР. - Тюмень: АООТ "Сибнефтепровод", 1998. -37с.

8. Земенков Ю.Д., Кутузова Т.Т., Коваленко Н. П.. Оценка объема утечки из горизонтального нефтепровода.// Известия вузов. Нефть и газ.-1998.-№ 2.- с.60-62.

9. Коваленко Н.П., Габдраупов Д.Д., Земенков Ю.Д. Контроль дефектов и утечек на магистральных нефтепроводах. Инструкция для ИТР,- Тюмень: АООТ "Сибнефтепровод", 1998. - 47с.

Подписано в печать 12.05.98 г. Формат 60х84\ 16 Печать офсетная. Бумага офсетная № 1.1 печл. Тираж 100 экз. Заказ 76.

Отдел выпуска проектов института "Нефтегазпроект". 625019, г.Тюмспь.ул. Республики, 209

Соискатель

Н.П.Коваленко