автореферат диссертации по безопасности жизнедеятельности человека, 05.26.03, диссертация на тему:Разработка методических подходов к анализу риска аварий на морских трубопроводах

005004434

Самуссва Евгения Алексеевна

РАЗРАБОТКА МЕТОДИЧЕСКИХ ПОДХОДОВ К АНАЛИЗУ РИСКА АВАРИЙ НА МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДАХ

Специальность: 05.26.03 - «Пожарная и промышленная безопасность (нефтегазовый комплекс)»

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

- 1 ДЕК 2011

Москва - 2011

005004434

Работа выполнена в Закрытом акционерном обществе «Научно-технический центр исследования проблем промышленной безопасности» (ЗАО НТЦ ПБ).

Научный руководитель: доктор технических наук,

Лисанов Михаил Вячеславович.

Официальные оппоненты: доктор технических наук,

Мансуров Марат Набиевич;

доктор технических наук, Козлитин Анатолий Мсфодьевич.

Ведущая организация: ООО «Газпромэнсргодиагностика».

Защита диссертации состоится «15» декабря 2011 г. в

часов

на заседании диссертационного совета Д 355.001.01 при Научно-техническом центре исследований проблем промышленной безопасности по адресу: 105082, Москва, Переведеновский переулок, дом 13, строение 14 (тел. для справок (495) 620-47-50).

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Закрытого акционерного общества «Научно-технический центр исследования проблем промышленной безопасности».

Автореферат разослан <_ ноября 2011 года.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук

А.И. Гражданкин

Актуальность темы

Согласно Концепции развития нефтегазового комплекса России наиболее перспективным направлением является освоение континентального шельфа Российской Федерации. Значительный объем запасов нефти и газа в России сосредоточен в недрах шельфа арктических и дальневосточных морей, характеризующихся суровыми климатическими условиями и сложной ледовой обстановкой, низкой геологической изученностью недр, ограниченностью и подчас невозможностью применения традиционных методов обеспечения безопасности подводной транспортировки углеводородов. В этих условиях решение ключевых технических проблем безаварийного освоения шельфовых углеводородных месторождений без применения методологии анализа и риск-ориентированного подхода для обоснования промышленной безопасности невозможно.

Применение методологии анализа риска в обеспечении безопасности морских нефтегазовых объектов требует разработки научно обоснованных, адаптированных к данной проблематике методик прогноза вероятности возникновения аварий и расчета возможных последствий выбросов опасных веществ, транспортируемых по морским трубопроводам.

Целью диссертационной работы является повышение промышленной безопасности при эксплуатации морских нефтегазовых объектов на основе совершенствования методических подходов к анализу риска аварий на морских трубопроводах, прокладываемых в границах территориальных вод РФ и континентального шельфа России.

Для достижения поставленной цели сформулированы и решены следующие основные задачи:

1. Идентификация и анализ опасностей трубопроводной транспортировки углеводородов с морских месторождений шельфа РФ с учетом данных по аварийности существующих морских трубопроводов.

2. Исследование процесса аварийного истечения многофазной1 углеводородной продукции из морского трубопровода.

3. Разработка методических подходов и совершенствование системы уравнений гидрогазодинамики для расчета последствий аварий (объемов аварийных утечек) на морских трубопроводах.

4. Исследование распространения волны сжатия при разрушении подводного трубопровода для обоснования минимально-безопасного расстояния между нитками морского трубопровода.

Методы решения поставленных задач.

Для решения поставленных задач были использованы современные методы исследования: метод сбора и обработки данных - анализ и синтез, выявление закономерностей, описание, обобщение. Для решения отдельных вопросов применялись методы системного анализа, анализа риска и статистические методы. Для описания гидродинамических процессов в трубопроводах, в т.ч. при выбросе из них, использовалось математическое моделирование на основе численного решения системы уравнений.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Обоснованы исходные вероятности аварий, полученные на основе сбора и анализа зарубежных данных об авариях на морских нефтегазовых объектах, которые могут использоваться при проведении количественного анализа риска аварий на морских трубопроводах континентального шельфа России.

2. Определены особенности процесса аварийного истечения многофазной продукции из морского трубопровода, характерные для многих морских трубопроводов арктических и дальневосточных морей России.

3. На основе исследования аварийных процессов, протекающих при разрыве (разгерметизации) морских трубопроводов, разработана

' Здесь и далее под многофазной продукцией понимается многокомпонентная смесь нефти, природного газа, воды и примесей.

методика расчета объемов аварийных утечек многофазной продукции с высоким массовым содержанием жидкой фазы на морских трубопроводах.

4. Обоснованы безопасные расстояния между подводными нитками системы морских трубопроводов, полученные на основе расчета воздействия при разрыве трубопровода на соседний с использованием модели расширения газа в водной среде с образованием в ней ударной волны.

Практическая ценность работы заключается в:

- сборе и анализе зарубежных данных по аварийности существующих морских объектов (в том числе более 1000 инцидентов на морских трубопроводах и около 450 инцидентов на морских нефтегазодобывающих объектах);

обосновании исходных вероятностей аварийных ситуаций, предназначенных для количественного анализа риска аварий на морских трубопроводах континентального шельфа России;

- разработке упрощенной (инженерной) методики расчета объемов аварийных утечек на морских трубопроводах, перекачивающих многофазную продукцию с повышенным содержанием жидкой фазы;

- обосновании проектных решений по безопасным расстояниям между подводными нитками морского трубопровода на основе расчетов последствий разрыва газопровода и воздействия волны сжатия на соседний трубопровод.

При личном участии автора были разработаны:

1. Специальные технические условия «Проектирование, строительство и эксплуатация морского двухниточного трубопровода (подводный участок) для комплексного освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения. Фаза 1».

2. Проект Руководящего документа «Правила безопасности для морских трубопроводов».

3. Разделы проектной документации по проекту «Сахалин-1» в части нефтегазодобывающей платформы «Аркутун-Даги» и подводного трубопровода транспортировки многофазной продукции (декларация промышленной безопасности и отчеты по количественной оценки риска аварий).

Специальные технические условия согласованы Минрегионом России (письмо 39287-ВТ/11, подписанное заместителем министра регионального развития РФ). Проектная документация по проекту «Сахалин-1» была утверждена заказчиком и получила положительное заключение государственной экспертизы.

Апробация работы.

Материалы работы докладывались на:

- IV Международной научно-практической конференции «Промышленная безопасность на взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектах» (Уфа, 17-18.03.2010);

- XXII Международной научно-практической конференции «Актуальные проблемы пожарной безопасности» (Москва, 19-20.05.2010);

- международной научно-практической конференции «Анализ промышленных рисков, как основа принятия решений по повышению безопасности промышленных объектов», проходящей в рамках IX Международного выставочного форума «Технологии защиты - 2010» (Киев, Украина, 22-24.09.2010);

-тематическом семинаре «Об опыте декларирования промышленной и пожарной безопасности и страхования ответственности. Развитие методов оценки риска аварий на опасных производственных объектах» (Москва, 28-29.10.2010);

- V научно-практической конференции «Обеспечение безопасности на объектах нефтегазодобычи и нефтепродуктообеспечения. Техническое диагностирование и экспертиза» (Уфа, 24-26.05.2011);

- IV международной научно-технической конференции

«Газотранспортные системы: настоящее н будущее», СТВ-20П (Москва, 26-27.10.2011).

Публикации

Основные результаты исследований изложены в 9 печатных работах, в том числе в 3 статьях в рецензируемых научных журналах, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки Российской Федерации.

Научные положения, выносимые на защиту:

1. Адаптированные к специфике Российского континентального шельфа величины вероятностей аварий, предназначенные для количественной оценки риска аварий морских трубопроводов РФ.

2. Особенности аварийного истечения многофазной продукции из морского трубопровода, проявляющиеся в расслоении жидкой и газовой фракции и передавливании жидкой фракции многофазной продукции с высоким массовым содержанием жидкой фазы при остановке перекачки.

3. Методика расчета объемов аварийных утечек на морских трубопроводах с учетом особенностей истечения многофазной продукции с высоким массовым содержанием жидкой фазы.

4. Результаты оценки риска аварий на опасном производственном объекте морского трубопроводного транспорта, полученные с использованием разработанных методических подходов.

5. Результаты обоснования минимально-безопасного расстояния между нитками трубопровода, проложенными по дну моря.

Структура и объем диссертации. Работа состоит из введения, трех глав, заключения, содержит 112 страниц основного текста, 66 рисунков, 16 таблиц.

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель работы и основные задачи исследования, показаны ее научная новизна и практическая ценность, приведены основные положения, выносимые на защиту.

В первой главе рассмотрены общее состояние промышленной безопасности на морских нефтегазовых объектах, теоретическая база и методологические основы исследования, а также результаты анализа риска и декларирования промышленной безопасности для морских нефтегазовых объектов.

Проведен анализ отечественных и зарубежных нормативно-методических документов, регламентирующих различные аспекты безопасности при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений, эксплуатации морских трубопроводов.

Результаты анализа показывают необходимость совершенствования нормативно-методической базы Российской Федерации в области промышленной безопасности морских нефтегазовых объектов с учетом передового международного опыта, практики анализа риска и декларирования промышленной безопасности. При совершенствовании нормативно-методической базы необходимо учитывать современное состояние отечественных норм и правил в области промышленной и пожарной безопасности, состояние производственных объектов и уровень культуры безопасности в промышленности.

В мировую историю освоения морских месторождений вписан ряд аварий с катастрофическими последствиями, которые возникли вследствие недостаточного внимания к мерам по выявлению и смягчению угроз безопасности. С целью обоснования актуальности работы был проведен анализ происшедших аварий на морских нефтегазовых объектах (как на морских трубопроводах, так и на нефтегазодобывающих объектах).

В качестве исходных данных для анализа аварийности на морских трубопроводах использованы сведения отчетов PARLOC 2001: The Update of Loss of Containment Data for Offshore Pipelines (для Северного моря), The Bureau of Ocean Energy Management, Regulation and Enforcement (регион Мексиканского залива), различных публикаций (см. рис.1).

Анализ аварийности на морских трубопроводах Мексиканского залива и

Северного моря выявил различия в основных причинах происшедших аварий, связанные с региональными особенностями (климатические характеристики района расположения морских объектов, тип характерных природных явлений, глубина моря над проложенным трубопроводом и т.д.).

120 . 100 J-

50 -4540 353025 2015 10 5

-Аариймзсть в Северной море

С отчеты PARLOC 2COf: The Update al Lossal Containment Dale tor Offshore Pipelines и а напо точные отчеты за f990. 1992.199Л. 1996

* Аариймзсть в Мексиканском запиве. утечи ( отчеты The Boreau of Ocean Energy

Management Regolation and Enforcemeril ■ Аорийность в Мексиканском заливе

( Г. I 'i

( Woodson, Ross D Offshore Pipehne Failures

♦ Аврийтость о Мексиканскем залива

I Woodson. Rosa D. Offshore Pipeline Fr

i-1-1-1-1-1-t-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-■

1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

Год

Рис. I - Динамика количества аварий на морских трубопроводах

Рассмотрена динамика аварийности на морских трубопроводах Мексиканского залива в зависимости от причин возникновения аварий, а также от диаметра трубопровода.

Установлено, что число повреждений повышалось примерно пропорционально росту протяженности трубопроводов. Анализ причин аварий показал, что основной причиной аварий на морских трубопроводах Мексиканского залива (около 50%) является коррозия. Определено, что для Мексиканского залива наиболее вероятно возникновение аварийной ситуации на газо- и нефтепроводах малого диаметра (до 10 дюймов) (рис. 2, 1967-1990 гг.).

I 1

1

I

В работе подробно рассмотрены причины аварий и инцидентов для морских трубопроводов в Северном море.

Согласно рассмотренным сведениям на морских трубопроводах Северного моря коррозия не является основной причиной аварий. Данное отличие от трубопроводов Мексиканского залива связано с тем, что для трубопроводов Северного моря характерна меньшая глубина моря (менее ( 200 м против 3000 м), что приводит к увеличению влияния таких внешних факторов аварийности как удар, столкновение, воздействие якоря.

При анализе аварийности в Северном море выявлены следующие зоны риска в зависимости от размещения участков морских трубопроводов:

- зона размещения райзеров (вертикальных трубопроводов от платформы до дна моря);

- «зона безопасности» (принимаемая по зарубежным нормативам равной 500 м); |

- средняя часть трубопроводов, прокладываемых, как правило, по дну моря;

- прибрежная зона; |

- береговая зона (сухопутный участок выхода морского трубопровода на | берег).

С учетом указанного зонирования проанализированы причины возникновения утечек на морских трубопроводах (рис.3).

Рис. 2 - Аварийность на морских трубопроводах Мексиканского залива

в зависимости от диаметра газопровода (А) или нефтепровода (Б)

▼ Райзер, инциденты, из них с утечками

■ Зона безопасности, инциденты, из них с утечками

• Средняя часть, инциденты, из них о с утечками А Прибрежная зона, инциденты

♦ Береговая зона, инциденты

й

о

7 ^ г 1 1 I ■ I

цейсте»»

Причины

Рис. 3 - Причины возникновения инцидентов и утечек на морских трубопроводах

Анализ показал, что наибольшее количество инцидентов, в том числе с утечками, характерно для средней части стальных морских трубопроводов.

Проанализировано количество утечек в различных зонах морских трубопроводов Северного моря в зависимости от диаметра трубопровода, а также в зависимости от размера дефектного отверстия.

Согласно приведенным сведениям наиболее вероятно возникновение аварийной ситуации на трубопроводах малого диаметра (до 9 дюймов). С увеличением диаметра трубопровода увеличивается вероятность возникновение дефектного отверстия типа «трещина».

По результатам проведенного анализа аварийности зарубежных морских трубопроводов, а также с учетом отечественных технических решений по обеспечению безопасности, методов контроля и надзора, в качестве базовых величин риска возникновения аварий с утечками на морских трубопроводах для континентального шельфа России можно принять величины, указанные

в таблице. Указанные величины определены исходя из данных по аварийности на морских трубопроводах в Северном море, условия эксплуатации которых наиболее близки к условиям освоения месторождений на континентальном шельфе о. Сахалин и Баренцева моря.

Таблица

Диаметр трубопровода, м Риск возникновения аварий с утечками на морских трубопроводах2, ав./год/ЮОО км

до 0,2 (0,15-1,5)-10"'

0,25-0,4 (0,23-2,3)- Ю^

0,43-0,6 (0,18-1,8)10-

0,63-1 (0,27-2,7)-10'

Нижняя граница предложенных базовых величин риска возникновения аварий с утечками предлагается для новых трубопроводов, проектируемых с учетом применения всех современных технологий, материалов, методов строительства и контроля, а верхняя - консервативная (завышенная) оценка.

В работе подробно рассмотрены аварийные ситуации с райзерами, поскольку при их реализации возможна утечка природного газа внутри производственного помещения нефтегазодобывающей платформы с образованием взрывоопасной газовоздушной смеси, воспламенение смеси и ее взрывное превращение по дефлаграционному типу с образованием волны сжатия и пожара колонного типа в загроможденном пространстве. Данные аварии могут сопровождаться большими человеческими жертвами, вследствие уязвимости персонала к термическому воздействию пожара и токсическому воздействию продуктов горения в силу ограниченности территории платформы и трудностей эвакуации.

Во второй главе проанализированы особенности подводных выбросов многофазной продукции и разработаны методические подходы к расчету последствий аварий (объемов аварийных утечек) на морских трубопроводах.

Рассмотрены два варианта течения многофазной продукции в

2 Размер дефектного отверстия до 20-30 мм.

трубопроводе:

1. Течение со сравнительно небольшой загрузкой жидкой фазой. В этом случае несущей фазой является газовая фаза: частицы / капли жидкости движутся в потоке газа. При разрушении трубопровода эта капельная взвесь будет выноситься газовым потоком наружу (как до, так и после остановки транспортировки), лишь незначительное количество жидкости будет оставаться в трубопроводе. Данный режим реализуются, когда массовая доля жидкости не превосходит или сопоставима с массовой долей газа (менее 10% по объему).

2. Течение с высоким массовым содержанием жидкой фазы (массовая доля жидкости в несколько раз превосходит массовую долю газа). В этом случае несущей фазой будет жидкость и с ней в различных режимах (пузырьковый - кольцевой - пробковый) будет перемещаться газ. При разрушении такого трубопровода и остановке транспортировки по нему будет иметь место расслоение потока: жидкость скопится в нижних частях трубы («карманы»), а газ верхних частях («подушки»).

Для подводных трубопроводов были идентифицированы основные особенности выбросов многофазной продукции.

1. Наличие воды над местом разрушения создает дополнительное противодавление при выбросе, что приводит к снижению интенсивности выброса, более раннему его прекращению и остатку в трубопроводе большего количества флюида (по сравнению с выбросом на сухопутном участке).

2. На момент окончания истечения из разрушенного трубопровода, «карманы» (в которых остается невытекшая жидкая фаза), прилегающие к месту разрушения, в общем случае располагаются не в точках локальных минимумов (по профилю морского трубопровода), а в участках, поднимающихся от места разрушения

к локальным максимумам.

3. Многофазные среды, в отличие от однофазных сред, обладают низкой скоростью распространения возмущений, а сами возмущения за счет наличия сжимаемой фазы (газа) могут значительно ослабевать, особенно в случае, если в трубопроводе будут иметься в наличии газовые пробки, полости. Данный фактор затрудняет обнаружение аварийных утечек.

4. При низкой массовой доле газа в неразделенной продукции основной несущей фазой, в которой сосредоточен импульс, является жидкая фаза, поэтому при разгерметизации трубопровода движение среды в нем будет определяться именно движением жидкой фазы.

5. При аварийной остановке транспортировки одновременно с истечением многофазной среды из дефектного отверстия происходит разделение фракций с накоплением газа в вершинах профиля трубопровода с последующим его выбросом в виде струи.

6. На участке выхода подводного трубопровода многофазной продукции на берег основной поражающий эффект помимо пожара пролива жидких углеводородов и взрыва их паров, связан и с термическим воздействием горящей струи природного газа (аналогично процессу разрыва газопровода).

7. Для трубопроводов многофазных сред в настоящее время отсутствует надежная система обнаружения утечек.

Указанные особенности подводных выбросов многофазной продукции предложено учитывать при анализе риска аварий подводных трубопроводов.

Процесс движения и истечения многофазной продукции со сравнительно небольшой загрузкой жидкой фазой, в том числе и для морских трубопроводов, подробно описан в различных научных работах и статьях. Истечение описывается системой уравнений сохранения массы, импульса и энергии газовой и конденсированной фаз (формулы 1-7):

др | д(ри)_51

5/ 5х (1)

д(ри) | е(р»ц) | Ф ^ у2 й & & (2)

с/ сх (3)

81 дх (4)

81 дх (5)

81 дх (6)

а/ ах (7)

где х - координата по пространству (вдоль трассы трубопровода), м; I - время, с;

р - плотность смеси, кг/м3;

и - компонент вектора скорости газовой смеси в направлении х, м/с;

е - полная удельная энергия газовой смеси, Дж/кг;

рг - плотность газовой фазы, кг/м3;

аж! - плотность ¡-й фракции жидкой фазы, кг/м3;

иж| - компонент вектора скорости ¡-й фракции жидкой фазы в направлении х, м/с;

еЖ1 - полная удельная энергия 1-й фракции жидкой фазы, Дж/кг; пж; - концентрация частиц ¡-й фракции жидкой фазы, м"3; р - давление, Па;

Sj - члены уравнений, учитывающих потери на трение на стенках, теплообмен трубопровода с окружающей средой, обмен импульсом, энергией между фазами.

Истечение из морского трубопровода многофазной продукции с высоким массовым содержанием жидкой фазы ранее в проанализированных научных работах не рассматривалось.

Расчет массы выброса для таких сред основан на уравнениях гидрогазодинамики истечения многофазного вещества не только с учетом времени обнаружения утечки и остановки насосов (компрессоров), а также необходимости учета расслоения фаз при самотечном режиме истечения вещества из дефектного отверстия.

Для данного варианта истечения многофазной продукции предложены упрощенные методические подходы к расчету объема утечек.

Масса выброса до остановки перекачки (напорный режим) определяется исходя из массового расхода в номинальном режиме и времени до остановки перекачки. Движение, возникающее в трубопроводе с высоким содержанием массовой доли жидкой фазы, после остановки перекачки носит чрезвычайно сложный характер. Происходит расслоение потока: в нижних точках трассы (в «карманах») оседает жидкая фаза, в верхних точках собирается газовая фаза («подушки»), за счет разницы давлений по трассе будет происходить передавливание жидкой фазы их одного «кармана» в другой, прорыв газа из одной «подушки» в другую. В такой ситуации наиболее оптимальным подходом к определению массы выброшенных углеводородов (как в жидкой, так и в газообразной фазах) является подход, основанный на определении оставшейся в трубе массы углеводородов. Масса же выброшенных углеводородов после остановки перекачки будет определяться как разница масс, находившейся изначально и оставшейся в трубопроводе (форм. 8-10).

М>т=Мжидк+М!а, (8)

где Мутим - общая масса выброшенных в самотечном режиме углеводородов, кг;

Мжидк - масса выброшенных в самотечном режиме жидких углеводородов, кг, определяется по формуле (10);

Мгаз - масса выброшенных в самотечном режиме газообразных углеводородов, кг, определяется по формуле (11).

(9)

где Л/™, - масса жидких углеводородов в трубопроводе на момент

остановки перекачки, кг;

М""мк - масса жидких углеводородов в трубопроводе после окончания

выброса, кг.

л/.ш = А/™"-М™; (Ю)

где Л/"" - масса газообразных углеводородов в трубопроводе на момент остановки перекачки, кг;

М"°" - масса газообразных углеводородов в трубопроводе после

окончания выброса, кг.

Для расчета массы углеводородов в трубопроводе после окончания выброса предложен подход, при котором конечное состояние рассматривается как механически равновесное: давление в нижних точках трубопровода уравновешивается давлениями в прилегающих столбах жидкости, в сумме с давлением газовых подушек (рис. 4, форм. 11).

01)

где Р®, Р®, - давление газообразных углеводородов в локальном максимуме (верхней точке) профиля трубопровода;

А/, Л* - высоты столбов жидкости в участках, прилегающих к ь-му

локальному минимуму (нижней точке); р - плотность жидкой фракции, кг/м3; g - ускорение свободного падения, м/с2.

Такое условие должно выполняться в каждом локальном минимуме на трассе трубопровода. На месте аварии должно учитываться противодавление воды.

Решение системы данных уравнений (9-12) для каждой точки проводится итерационным методом.

после окончания выброса

В третьей главе решены две практические задачи:

- расчет последствий реализации возможных аварийных ситуаций для морского трубопровода проекта Сахалин-1, выполненный на основе разработанных методических подходов к расчету утечек многофазной продукции (расчет проведен в качестве апробации предложенных методических подходов);

- обоснование минимальных расстояний между нитками системы морских трубопроводов Штокмановского месторождения.

Для подводного трубопровода неразделенной многофазной продукции3 проекта Сахалин-1 на основе методологии анализа риска аварий проведен расчет количества опасных веществ, участвующих в аварии, в т.ч. распределение массы утечек при разрыве на полное сечение и при утечке (свищ). Ниже (на рис. 5, рис. 5, рис. 7) приведено распределение массы утечек (соответственно жидкость, газ, жидкость+газ, осреднено в пределах 1 км).

' Диаметр трубопровода 508 мм 120 дюймов), длина 25 км, температура многофазной продукции изменяется от 65 до 48°С, давление от 7900 кПа (изб.) до 6200 кПа (изб.), максимальная глубина моря составляет 33,6 м.

Рис. 5 - Распределение массы утечек по трассе (жидкость+газ) при гильотинном разрыве трубопровода (А) и при свище (Б)

Рис. 6 - Распределение массы утечек по трассе (жидкость) при гильотинном разрыве трубопровода (А) и при свище (Б)

Рис. 7 - Распределение массы утечек по трассе (газ) при гильотинном разрыве трубопровода (А) и при свище (Б)

Максимальные выбросы жидкой фазы могут достигаться в начале трубопровода, в местах наименьших высотных отметок, а максимальные объемы выброса газовой фазы могут реализовываться в конце трубопровода, в местах с наименьшим внешним давлением.

Как видно из приведенных данных при гильотинном разрыве массы выброса не намного больше, чем при выбросе из свища. Объемы отличаются

примерно на величину массы, закачиваемую в трубопровод в течение 20 мин. Такое слабое различие обусловлено тем, что в трубопроводе после остановки перекачки и в случае гильотинного разрыва, и в случае свища образуются газовые полости с избыточным давлением. За счет этого давления и происходит «выдавливание» жидкой фазы наружу, а поскольку механизм «выдавливания» мало зависит от размеров отверстия разгерметизации, то и количество «выдавленной» из трубопровода жидкой фазы остается примерно постоянной. Отмечено, что время выброса в случае свища существенно больше (6 часов), чем при гильотинном разрыве (20 минут), что связано со временем обнаружения утечки.

Анализируя полученные показатели риска аварий причинения вреда окружающей природной среде (рис. 8), можно сделать вывод, что большая часть участков морского трубопровода имеет «высокую» степень риска загрязнения окружающей среды (более 10000 руб./год/км; для сравнения на рисунке приведена общая статистика аварийности на всех магистральных газо- и нефтепроводах России). В связи с этим для рассматриваемого морского трубопровода необходимы более строгие критерии надежности, чтобы обеспечить низкую вероятность возникновения возможных аварийных ситуаций.

По результатам расчетов определены участки с повышенным риском поражения людей рассматриваемого морского трубопровода:

- начальные участки морского трубопровода (райзер, участок в «зоне безопасности»);

- участки прибрежного и берегового трубопровода, находящегося вблизи точки выхода на берег.

Рис. 8 - Распределение суммарной длины участков трассы по показателю риска загрязнения окружающей среды

С целью обоснования минимальных расстояний между нитками системы морских трубопроводов, была проведена оценка воздействия волны сжатия (далее ударной волны), образующейся при разрыве газопровода, на соседний параллельный трубопровод (для морского двухниточного трубопровода4 Штокмановского месторождения). Рассмотрено полное разрушение трубопровода с образованием протяженной трещины (линейный источник образования ударной волны).

Последствия влияния разрыва газопровода на соседний включают воздействие следующих факторов:

- при прохождении фронта ударной волны от разрушившегося трубопровода в стенках трубы, а также внутри в газообразных углеводородах и в окружающей среде, будет иметь место распространение волн

4 Внутренний диаметр трубопровода 863.4 мм (34 дюйма), длина около 550 км, температура многофазной продукции 60"С, давление от 16100 кПа (изб.) до 6000 кПа (абе.), максимальная глубина моря составляет 340 м.

Низкие

I- I Сухопутные трубопроводы ВЙКДЛ Морские трубопроводы Средние Высокие

^ 35

0 30

125

1 20

et

15 10 5 0

Интервалы рисков загрязнения окружающей среды, руб./год/км

нагрузки/разгрузки, в результате чего в трубе (в ее стенках) будет иметь место циркуляция волн;

- после прохождения фронта ударной волны от разрушившегося трубопровода труба оказывается под нагрузкой давления, которое установится после взаимодействия (и в частности при отражении) падающей волны и собственно трубы;

- после прохождения ударной волны от разрушившегося трубопровода помимо давления на трубу будет действовать и скоростной поток, который может смещать трубу от исходного проектного положения;

- удар осколками;

- удар «болтающейся» разрушенной трубой.

Расчеты давления ударной волны, распространяющейся в воде при разрушении трубопровода, проводились по уравнениям, описывающим распад разрыва на границе сред «сжатый газ - вода», которые записаны для нестационарного одномерного потока в цилиндрической геометрии. Задача решалась:

- в лагранжевых координатах, что позволяло явным образом выделить контактную поверхность «газ-вода»;

- численно с помощью компьютерной программы, аналогичной программе SIN5.

Из расчетов следует, что давление в ударной волне и скорость потока среды не приведут к повреждению соседнего трубопровода, расположенного на расстоянии не менее 10 м.

Основные результаты диссертационной работы

1. Показана необходимость совершенствования нормативно-методической базы Российской Федерации в части промышленной безопасности морских трубопроводов, в том числе с учетом передовой международной практики. С целью повышения уровня промышленной безопасности при эксплуатации морских

s Ч. Мейдер. Численное моделирование детонации. М.: Мир, 1985. - 384 с.

трубопроводов разработан проект Руководящего документа «Правила безопасности для морских трубопроводов».

2. Проведен анализ аварийности морских трубопроводов для регионов Мексиканского залива и Северного моря. По результатам анализа:

а) исходя из подобия условий эксплуатации трубопроводов Северного моря, предложены адаптированные к специфике Российского континентального шельфа базовые величины риска возникновения аварий с утечками на морских трубопроводах для континентального шельфа России: 0,18-Ю'2 - 1,5-Ю'1 ав./год/ЮОО км в зависимости от диаметра трубопровода.

б) показано, что с увеличением диаметра трубопровода увеличивается вероятность возникновение дефектного отверстия типа «трещина»;

в) отмечено, что наибольшая опасность поражение людей характерна для аварий на райзерах.

3. Определены особенности подводных выбросов многофазной продукции с высоким содержанием жидкой фазы из морского трубопровода. Разработаны методические подходы к расчету последствий аварий на морских трубопроводах многофазной продукции, в том числе учтены аварийные ситуации с поражающим эффектом, аналогичные авариям на магистральных газопроводах (горение струи газа, пожар колонного типа).

4. Предложена усовершенствованная система уравнений для расчета объемов аварийных утечек многофазной продукции с высоким массовым содержанием жидкой фазы.

5. На основе разработанных методических подходов проведен расчет последствий реализации возможных аварийных ситуаций для морского трубопровода проекта «Сахалин-1». Результаты расчетов вошли в состав проектной документации по проекту «Сахалин-1», которая была утверждена заказчиком и получила положительное

заключение государственной экспертизы.

6. Обосновано минимально-безопасное расстояние между двумя нитками системы морских трубопроводов Штокмановского месторождения. Результаты расчета вошли в состав Специальных технических условий «Проектирование, строительство и эксплуатация морского двухниточного трубопровода (подводный участок) для комплексного освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения. Фаза 1», согласованные Минрегионом России (письмо 39287-ВТ/11, подписанное заместителем министра регионального развития РФ).

Основные публикации по теме диссертации

1. Проблемы аварийных взрывов на морских нефтегазовых объектах. // Безопасность труда в промышленности. - 2011 - № 8 - С.69-73

2. Расчет зон разрушения зданий и сооружений при взрывах топливно-воздушных смесей на опасных производственных объектах. // Безопасность труда в промышленности. - 2011 - № 9 -С.70-77 (соавторы Лисанов М.В., Сумской С.И., Ефремов К.В., Софьин A.C., Кириенко А.П.)

3. Анализ российских и зарубежных данных по аварийности на объектах трубопроводного транспорта. // Безопасность труда в промышленности. - 2010 - № 7 - С. 16-22 (соавторы Лисанов М.В., Савина A.B., Дегтярев Д.В.)

4. Аварийность на морских нефтегазовых объектах. // Oil&Gas Journal Russia. - 2010 - № 5(39) - С.20-25 (соавторы Лисанов М.В., Сумской С.И., Савина A.B.)

5. Анализ выбросов углеводородов и последствий их воспламенения на морских нефтегазовых объектах. // Безопасность критичных инфраструктур и территорий, Екатеринбург, 2011, С. 157-158 (соавтор Лисанов М.В.)

6. Применение методологии количественного анализа риска для оценки взрывоустойчивости морских нефтегазодобывающих платформ. // Сборник научных трудов «Предотвращение аварий зданий и сооружений», Москва, 2010, С.283-290 (соавторы Лисанов М.В., Сумской С.И.)

7. Анализ риска при обеспечении промышленной безопасности объектов проекта Сахалин-1. // Сборник материалов научно-практической конференции «Промышленная безопасность на объектах нефтегазодобычи. Техническое диагностирование и экспертиза», Уфа, 2011, С.80-83 (соавтор Лисанов М.В.)

8. Опасности взрывов топлнвно-воздушных смесей на морских нефтегазодобывающих платформах. // Сборник материалов научно-практической конференции «Промышленная безопасность на взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектах. Технический надзор, диагностика и экспертиза», Уфа, 2011, С.238-241 (соавторы Лисанов М.В., Савина A.B., Сумской С.И.)

9. Оценка объемов аварийных выбросов газообразных углеводородов на морских нефтегазовых объектах. // Сборник материалов международной научно-технической конференции «Газотранспортные системы: настоящее и будущее», GTS-2011, Москва, 2011, С. 85 (соавтор Гражданкин А.И.)

Подписано в печать 24.10.2011. Формат 60x84 1/16. Гарнитура Times. Бумага офсетная. Печать офсетная. Объем 1,0 печ. л. Заказ № 845. Тираж 100 экз.

Подготовка оригинал-макета и печать Закрытое акционерное общество «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности» 105082, г. Москва, Переведеновский пер., д. 13, стр. 14

ВВЕДЕНИЕ.

1 Глава 1 Анализ аварийности на морских нефтегазовых объектах.

1.1 Анализ нефтегазодобычи в России.

1.1.1 Морские нефтяные месторождения России.

1.1.2 Структура освоения морских месторождений.

1.2 Анализ известных аварий на подводных трубопроводах.

1.2.1 Обзор существующих морских трубопроводов.

1.2.2 Динамика количества аварий на морских трубопроводах.

1.2.3 Аварийность на морских трубопроводах Мексиканского залива.

1.2.4 Аварийность на морских трубопроводах Северного моря.

1.2.5 Условия добычи на морских месторождениях.

1.3 Базовые величины риска возникновения аварий с утечками на морских трубопроводах для континентального шельфа России.

1.4 Анализ выбросов на морских нефтегазодобывающих объектах.

1.4.1 Анализ известных аварий на морских нефтегазодобывающих платформах и буровых судах.

1.4.2 Анализ выбросов углеводородов.

1.4.3 Разрушения конструкций при аварийных внутренних взрывах.

1.4.4 Расчет избыточного давления внутреннего взрыва.

1.5 Анализ нормативных документов.

1.5.1 Анализ нормативных документов, регламентирующих безопасность морских объектов в РФ.

1.5.2 Анализ зарубежных нормативных документов.

1.5.3 Результаты сравнения зарубежных и отечественных нормативных документов.

1.5.4 Предложения по результатам анализа нормативных документов.

1.5.5 Проект Руководящего документа «Правила безопасности для морских трубопроводов».

1.6 Выводы из главы 1.

2 ' Глава 2 Анализ риска выбросов из морских трубопроводов.

2.1 Особенности выбросов из морских трубопроводов.

2.2 Методические подходы к анализу риска подводных выбросов многофазной продукции.

2.2.1 Методические подходы к анализу риска подводных выбросов многофазной продукции со сравнительно небольшой загрузкой жидкой фазой

2.2.2 Методические подходы к анализу риска подводных выбросов многофазной продукции с высоким массовым содержанием жидкой фазы.

2.3 Выводы из главы 2.

3 Глава 3 Результаты оценки риска аварий на опасных производственных объектах морского трубопроводного транспорта.

3.1 Количественная оценка риска выбросов из подводного трубопровода.

3.1.1 Общие сведения о рассматриваемом объекте.

3.1.2 Анализ условий возникновения и развития аварий.

3.1.3 Определение сценариев аварий с участием опасных веществ.

3.1.4 Оценка количества опасных веществ, участвующих в аварии.

3.1.5 Оценка возможного ущерба.

3.1.6 Данные о показателях риска причинения ущерба и вреда окружающей природной среде.

3.1.7 Результаты анализа риска подводного трубопровода.

3.2 Определение минимальных расстояний между нитками подводного трубопровода.

3.2.1 Общие сведения о рассматриваемом объекте.

3.2.2 Определение минимальных расстояний между нитками.

3.2.3 Результаты определения безопасного расстояния.

3.3 Выводы из главы 3.

Актуальность

Согласно Концепции развития нефтегазового комплекса России, наиболее перспективным направлением является освоение континентального шельфа1 Российской Федерации. Значительный объем запасов нефти и газа в России сосредоточен в недрах шельфа арктических и дальневосточных морей, характеризующихся суровыми климатическими условиями и сложной ледовой обстановкой, низкой геологической изученностью недр, ограниченностью и подчас невозможностью применения традиционных методов обеспечения промышленной безопасности для подводной добычи и транспортировки углеводородов. В этих условиях решение ключевых технических проблем безаварийного освоения шельфовых углеводородных месторождений без применения методологии анализа риска2 и риск-ориентированного подхода для обоснования промышленной безопасности шельфовых нефтегазовых сооружений (ШНГС) невозможно.

Применение методологии анализа риска в обеспечении безопасности ШНГС требует разработки научно обоснованных, адаптированных к шельфовой проблематике методик прогноза вероятности возникновения аварий на ШГГС и расчета возможных последствий выбросов опасных веществ, транспортируемых по морским трубопроводам3.

Важнейшей составной частью ШНГС являются морские трубопроводы, по которым осуществляется транспортировка продукции от места добычи до береговых объектов, подача химических реагентов, пластовой воды. Нарушение целостности морских трубопроводов может приводить к существенным экономическим и экологическим потерям, возникновению

1 Континентальный шельф - морское дно и недра подводных районов, находящиеся за пределами территориального моря Российской Федерации на всем протяжении естественного продолжения ее сухопутной территории до внешней границы подводной окраины материка.

2 Анализ риска (анализ риска аварии) - процесс идентификации опасностей и оценки риска аварии на опасном производственном объекте для отдельных лиц или группы людей, имущества или окружающей природной среды.

3 Морской- трубопровод - подводный трубопровод для транспортировки углеводородов и технологических жидкостей в границах или через границы внутренних морей РФ, территориальных вод РФ или континентального шельфа РФ. аварийных ситуаций и их эскалации на всё ШНГС в целом.

Цель исследования

Целью диссертационной работы является повышение промышленной безопасности эксплуатации ШНГС на основе совершенствования методических подходов к анализу риска аварий на морских трубопроводах, прокладываемых в границах территориальных вод РФ и континентального шельфа России.

Задачи исследования

Для достижения поставленной цели сформулированы и решены следующие основные задачи:

1. Идентификация и анализ опасностей трубопроводной транспортировки углеводородов с морских месторождений шельфа РФ с учетом данных по аварийности существующих морских трубопроводов.

2. Исследование процесса аварийного истечения многофазной4 углеводородной продукции из морского трубопровода.

3. Разработка методических подходов и совершенствование системы уравнений гидрогазодинамики для расчета последствий аварий (объемов аварийных утечек) на морских трубопроводах.

4. Исследование распространения волны сжатия при разрушении подводного трубопровода для обоснования минимально-безопасного расстояния между нитками морского трубопровода.

Методы решения поставленных задач

Для решения поставленных задач были использованы современные методы исследования: метод сбора и обработки данных - анализ и синтез, выявление закономерностей, описание, обобщение. Для решения отдельных вопросов применялись методы системного анализа, анализа риска и статистические методы. Для описания гидродинамических процессов в трубопроводах, в том числе при выбросе из них, использовалось математическое моделирование на основе численного

4 Здесь и далее под многофазной продукцией понимается многокомпонентная смесь нефти, природного газа, воды и примесей. решения системы уравнений.

Научная новизна

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Обоснованы исходные вероятности аварий, полученные на основе сбора и анализа зарубежных данных об авариях на морских нефтегазовых объектах, которые могут использоваться при проведении количественного анализа риска аварий на морских трубопроводах континентального шельфа России.

2. Определены особенности процесса аварийного истечения многофазной продукции из морского трубопровода, характерные для многих морских трубопроводов арктических и дальневосточных морей России.

3. На основе исследования аварийных процессов, протекающих при разрыве (разгерметизации) морских трубопроводов, разработана методика расчета объемов аварийных утечек многофазной продукции с высоким массовым содержанием жидкой фазы на морских трубопроводах.

4. Обоснованы безопасные расстояния между подводными нитками системы морских трубопроводов, полученные на основе расчета воздействия при разрыве трубопровода на соседний с использованием модели расширения газа в водной среде с образованием в ней ударной волны.

Практическая ценность работы

Практическая ценность работы заключается в: а) сборе и анализе зарубежных данных по аварийности существующих морских объектов (в том числе более 1000 инцидентов на морских трубопроводах и около 450 инцидентов на ШНГС); б) обосновании исходных вероятностей аварийных ситуаций на морских трубопроводах, которые могут широко и достоверно применяться при проведении количественного анализа риска и анализе аварийности морских трубопроводов на континентальном шельфе РФ; в) разработке упрощенной (инженерной) методики расчета объемов аварийных утечек на морских трубопроводах, перекачивающих многофазную продукцию с повышенным содержанием жидкой фазы; г) обосновании проектных решений по безопасным расстояниям между подводными нитками морского трубопровода на основе расчетов последствий разрыва газопровода и воздействия волны сжатия на соседний трубопровод.

При личном участии автора были разработаны:

1. Специальные технические условия «Проектирование, строительство и эксплуатация морского двухниточного трубопровода (подводный участок) для комплексного освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения. Фаза 1».

2. Проект Руководящего документа «Правила безопасности для морских трубопроводов».

3. Разделы проектной документации по проекту «Сахалин-1» в части нефтегазодобывающей платформы «Аркутун-Даги» и подводного трубопровода транспортировки многофазной продукции (декларация промышленной безопасности и отчеты по количественной оценки риска аварий).

Специальные технические условия согласованы Минрегионом России (письмо 39287-ВТ/11, подписанное заместителем министра регионального развития РФ). Проектная документация по проекту «Сахалин-1» была утверждена заказчиком и получила положительное заключение государственной экспертизы.

Апробация работы

Материалы работы докладывались на: а) IV Международной научно-практической конференции «Промышленная безопасность на взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектах» (Уфа, 17-18.03.2010); б) XXII Международной научно-практической конференции «Актуальные проблемы пожарной безопасности» (Москва, 19-20.05.2010); в) международной научно-практической конференции «Анализ промышленных рисков, как основа принятия решений по повышению безопасности промышленных объектов», проходящей в рамках IX Международного выставочного форума «Технологии защиты - 2010» (Киев, Украина, 22-24.09.2010); г) тематическом семинаре «Об опыте декларирования промышленной и пожарной безопасности и страхования ответственности. Развитие методов оценки риска аварий на опасных производственных объектах» (Москва, 2829.10.2010); д) V научно-практической конференции «Обеспечение безопасности на объектах нефтегазодобычи и нефтепродуктообеспечения. Техническое диагностирование и экспертиза» (Уфа, 24-26.05.2011); е) IV международной научно-технической конференции «Газотранспортные системы: настоящее и будущее», 6Т8-2011 (Москва, 26-27.10.2011).

Научные положения, выносимые на защиту: а) адаптированные к специфике Российского континентального шельфа величины вероятностей аварий, предназначенные для количественной оценки риска аварий морских трубопроводов РФ; б) особенности аварийного истечения многофазной продукции из морского трубопровода, проявляющиеся в расслоении жидкой и газовой фракции и передавливании жидкой фракции многофазной продукции с высоким массовым содержанием жидкой фазы при остановке перекачки; в) инженерная методика расчета объемов аварийных утечек на морских трубопроводах, учитывающая особенности истечения многофазной продукции с высоким массовым содержанием жидкой фазы; г) результаты оценки риска аварий на опасном производственном объекте морского трубопроводного транспорта, полученные с использованием разработанных методических подходов; д) результаты обоснования минимально-безопасного расстояния между нитками трубопровода, проложенными по дну моря.

3.3 Выводы из главы 3

По результатам работы: а) на основе разработанных методических подходов проведен расчет последствий реализации возможных аварийных ситуаций для морского трубопровода проекта «Сахалин-1».

Результаты расчетов вошли в состав проектной документации по проекту «Сахалин-1», которая была утверждена заказчиком и получила положительное заключение государственной экспертизы; б) обосновано минимально-безопасное расстояние (не менее 10 м) между двумя нитками морских трубопроводов Штокмановского месторождения. Результаты расчета вошли в состав Специальных технических условий «Проектирование, строительство и эксплуатация морского двухниточного трубопровода (подводный участок) для комплексного освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения. Фаза 1».

СТУ согласованы Минрегионом России (письмо 39287-ВТ/11, подписанное заместителем министра регионального развития РФ).

4 ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Диссертация является научно-квалификационной работой, в которой содержится решение актуальной задачи, важные для проведения оценки риска аварий на морских трубопроводах континентального шельфа России.

Основные научные и практические выводы и результаты исследований сводятся к следующему: а) показана необходимость совершенствования нормативно-методической базы Российской Федерации в части промышленной безопасности морских трубопроводов, в том числе с учетом передовой международной практики. С целью повышения уровня промышленной безопасности при эксплуатации морских трубопроводов разработан проект Руководящего документа «Правила безопасности для морских трубопроводов»; б) проведен анализ аварийности морских трубопроводов для регионов Мексиканского залива и Северного моря. По результатам анализа:

1) исходя из подобия условий эксплуатации трубопроводов Северного моря, предложены адаптированные к специфике Российского континентального шельфа базовые величины риска возникновения аварий с утечками на морских трубопроводах для континентального шельфа России: 0,18-10"2 - 1,5-10"1 ав./год/ЮОО км в зависимости от диаметра трубопровода.

2) показано, что с увеличением диаметра трубопровода увеличивается вероятность возникновение дефектного отверстия типа «трещина»;

3) отмечено, что наибольшая опасность поражение людей характерна для аварий на райзерах. в) определены особенности подводных выбросов многофазной продукции с высоким содержанием жидкой фазы из морского трубопровода. Разработаны методические подходы к расчету последствий аварий на морских трубопроводах многофазной продукции, в том числе учтены аварийные ситуации с поражающим эффектом, аналогичные авариям на магистральных газопроводах (горение струи газа, пожар колонного типа); г) предложена система уравнений для расчета объемов аварийных утечек многофазной продукции с высоким массовым содержанием жидкой фазы; д) на основе разработанных методических подходов проведен расчет последствий реализации возможных аварийных ситуаций для морского трубопровода проекта «Сахалин-1». Результаты расчетов вошли в состав проектной документации по проекту «Сахалин-1», которая была утверждена заказчиком и получила положительное заключение государственной экспертизы; е) обосновано минимально-безопасное расстояние между двумя нитками системы морских трубопроводов Штокмановского месторождения. Результаты расчета вошли в состав Специальных технических условий «Проектирование, строительство и эксплуатация морского двухниточного трубопровода (подводный участок) для комплексного освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения. Фаза 1», согласованные Минрегионом России (письмо 39287-ВТ/11, подписанное заместителем министра регионального развития РФ).

1. Горяинов Ю.А. Управление проектами строительства морских газонефтепроводов: Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. М., 2005. 335 с.

2. Григоренко Ю.Н., Маргулис Е.А., Новиков Ю.Н., Соболев B.C. Морская база углеводородного сырья России и перспективы ее развития // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2007. - Т.2. - URL.: http://www.ngtp.rU/rub/5/003.pdf

3. Стратегия изучения и освоения нефтегазового потенциала континентального шельфа Российской Федерации на период до 2020 года (Проект). URL:http://www.mnr.gov.ru/part/?act=more&id=647&pid=45.

4. Стратегия развития арктической зоны Российской Федерации и обеспечения национальной безопасности на период до 2020 года (Проект) URL.: http://www.minregion.ru/upload/02dtp/101001str.doc

5. Adams A. The UK experience in offshore pipeline operations Pipes & Pipelines. - Int. M-A., 1992, P. 9-14.

6. Olender W.K. Statistical Failure Mode Analysis of Submarine Pipeline Accidents // Proc. Oil Spill Conf.: Prev., Behav., Contr., Cleenag. Sah Antonio, Tex. 28 Febr. - 3 March, 1983. - P. 361-365.

7. Mandke J.S. Corrosion causes most Mexico // Oil and Gas J. 1990. Vol. 44, P. 40-44.

8. Brossard J. Loss prevention and safety promoution in the process industries // 5th International Symp. Oslo, 1989. - Vol. 4. P. D10,

9. Woodson, R. D. Offshore Pipeline Failures. California Univ. Berkley Dept. Of Civil Engineering, 1990. - 70 p.

10. Лисанов М.В., Савина А.В., Дегтярев Д.В., Самусева Е.А. Анализ российских и зарубежных данных по аварийности на объектах трубопроводного транспорта // Безопасность труда в промышленности. — 2010. № 7. С. 16-22.

11. PAR LO С 2001: The Update of Loss of Containment Data for Offshore Pipelines / Prepared by Mott MacDonald Ltd. for: The Health and Safety Executive. -2003. 154 p.

12. PARLOC 1996: The Update of Loss of Containment Data for Offshore Pipelines / Prepared by, AME Ltd for the Health and Safety Executive. 1998: — 122 p.

13. PARLOC 1994: The Update of Loss of Containment Data for Offshore Pipelines / Prepared by AME Ltd for the Health and Safety. Executive. 1996. — 140 p.

14. PARLOC 1992: The Update of Loss of Containment Data for Offshore Pipelines / Prepared by AME Ltd for the Health and Safety Executive. 1993. — 130 p.

15. Pipeline and Riser Loss of Containment Study 1990 (PARLOC 90) /. Prepared by AME Ltd for the Health and Safety Executive. - 1992. - 204 p.

16. The Bureau of Ocean Energy Management, Regulation and Enforcement. URL: http://www.boemre.gov

17. Лисанов M.B., Сумской С.И., Савина А.В., Самусева Е.А. Аварийность Hai морских нефтегазовых объектах // Oil&Gas Journal Russia. 2010. № 5(39). - С. 20-25.

18. Самусева Е.А. Проблемы аварийных взрывов на морских нефтегазовых объектах // Безопасность труда в промышленности. 2011 -№ 8. - С. 69-73.

19. Offshore safety statistics bulletin / Health and Safety Executive. URL: http://www.hse.gov.uk/offshore/statistics.htm.

20. Offshore Injury, III Health and Incident Statistics 2009/2010 / Health and Safety Executive. Issue: December 2010. URL: http://www.hse.gov.uk/offshore/statistics.htm.

21. Offshore Injury, III Health and Incident Statistics 2008/2009 / Health and

22. Safety Executive. Issue: December 2009. URL:http://www.hse.gov.uk/offshore/statistics.htm.

23. Offshore Injury, III Health and Incident Statistics 2007/2008 / Health and Safety Executive. Issue: December 2008. URL: http://www.hse.gov.uk/offshore/statistics.htm.

24. Offshore Injury, III Health and Incident Statistics 2006/2007 / Health and Safety Executive. Issue: January 2008. URL: http://www.hse.gov.uk/offshore/statistics.htm.

25. Offshore Injury, III Health and Incident Statistics 2005/2006 / Health and Safety Executive. Issue: February 2007. URL: http://www.hse.gov.uk/offshore/statistics.htm.

26. Offshore Injury, III Health and Incident Statistics 2004/2005 / Health and Safety Executive. Issue: March 2006. URL: http://www.hse.gov.uk/offshore/statistics.htm.

27. СНиП 2.01.07-85* Нагрузки и воздействия. Утв. постановлением Государственного комитета СССР по делам строительства от 29.08.1985 г. № 135 // Официальное издание. М.: ФГУП ЦПП. - 2005.

28. Федеральный закон РФ от 30.12.2009 № 384-Ф3 «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений» // Рос. газ. № 225. - 2009. -31 дек.

29. Федеральный закон РФ от 22.07.2008 № 123-ФЭ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» // Рос. газ. № 163. - 2008. -1 авг.

30. Structural strengthening of offshore topsides structures as part of explosion risk reduction methods / Prepared by The Steel Construction Institute for the Health and Safety Executive, 2006. 145 p.

31. Казенное В.В. Динамические процессы дефлаграционного горения во взрывоопасных зданиях и помещениях. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. М., 1997. -445 с.

32. Годжелло М.Г. Расчет площади легкосбрасываемых конструкций для зданий и сооружений взрывоопасных производств. М.: Стройиздат, 1982. -49 с.

33. Мишуев A.B. Комаров A.A. и др. Влияние места воспламенения газовоздушной смеси на величину взрывного давления в вытянутых зданиях. Объекты гражданской обороны. Защитные сооружения: Сб. научн. тр. №6. -М.: ЦНИИПромзданий, 1992.

34. Комаров A.A. Разрушения зданий при аварийных взрывах бытового газа // Пожаровзрывобезопасность. 2002. т.11. - №4. - С.24-28.

35. Мишуев. A.B. и др. Исследование процесса взрывного горения в близких к кубической форме помещениях с учётом размещения» в них технологического оборудования. Объекты гражданской обороны. Защитные сооружения: Сб. научн. тр. №4. -М.: ЦНИИПромзданий, 1991.

36. Орлов Г.Г. Легкосбрасываемые конструкции для взрывозащиты промышленных зданий. М.: Стройиздат, 1987. - 200 с.

37. Комаров A.A. Прогнозирование нагрузок от аварийных дефлаграционных взрывов и оценка последствий их воздействия на здания и сооружения: Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. М., 2001. 492 с.

38. Пилюгин Л.П. Конструкции сооружений взрывоопасных производств. -М.: Стройиздат, 1988. 316 с.

39. Мольков В.В., Некрасов В.П. Динамика сгорания газа в постоянном объеме при наличии истечения // Физика горения и взрыва. 1981. - Т. 17, №4.-С. 17-24.

40. Technical Discussion Note: Explosion report (RUSD-WPE-T2-FR18100.9546) / Prepared by Exxon Neftegas Limited, 2009. 333 p.

41. Конструктивные и объемно-планировочные решения (А-DTSPROEKTB04.00.00). Раздел 4, книга 4. Том 3. Платформа Аркутун-Даги, часть 2. Верхнее строение», 2009 / Exxon Neftegas Limited, 2009. 74 с.

42. GexCon.: URL: http://gexconus.com/FLACSovervie.

43. Technical Discussion Note: CFD Explosion Model and Study Basis (RUSD-WPE-T2-FR-18100.9522) / Prepared by Exxon Neftegas Limited, 2009. 216 p.

44. Explosion Risk Study Sakhalin-1 AD / Prepared by- ScandPower, 2009. -183 p.

45. Research Report RR779: Review of FLACS version 9.0. Dispersion modeling capabilities / Prepared by the Health and Safety Laboratory for the Health and Safety Executive, 2010. -41 p.

46. Федеральный закон от 30.12.1995 № 225-ФЗ «О соглашениях о разделе продукции» (с изм.) // Рос. газ. № 5. - 1996. - 11 янв.

47. Федеральный закон от 27.11.2010 № 311-ФЭ «О таможенном регулировании в РФ» (с изм.) // Рос. газ. № 269. - 2010. - 29 нояб.

48. Федеральный закон от 01.04.1993 № 4730-I «О Государственной границе Российской Федерации» (с изм. и доп.) // Рос. газ. № 84. - 1993. -04 мая.

49. Федеральный закон 27.05.2000 № 73-Ф3 «Об участках недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции (Штокмановском газоконденсатном месторождении)» // Рос. газ. -№ 103.-2000.-30 мая.

50. Федеральный закон от 29.12.2004 № 190-ФЗ «Градостроительный кодекс Российской Федерации» (с изм.) // Рос. газ. N2 290. - 2004. - 30 дек.

51. Федеральный закон от 27.12.2002 № 184-ФЗ «О техническомрегулировании» (с изм.) // Рос. газ. № 245. - 2003. - 01 июл.

52. Федеральный закон РФ от 21.06.1997 № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (с изм.) // Рос. газ. № 145.-1997.-30 июл.

53. Федеральный закон от 30.11.1995 № 187-ФЗ «О континентальном шельфе» (с изм. и доп.) // Рос. газ. № 237. - 1995. - 07 дек.

54. Федеральный закон РФ от 10.01.2002 № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» (с изм.) // Рос. газ. № 6. - 2002. - 12 янв.

55. Федеральный закон от 21.02.1992 №2395-1 «О недрах» (с изм.) // Рос. газ. № 102. - 1992. - 05 мая.

56. Трудовой кодекс Российской Федерации от 30.12.2001 № 197-ФЗ (с изм.) // Рос. газ. № 256. - 2011. - 31 дек.

57. ПБ 08-623-03 Правила безопасности при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе. Зарегистрированы в Министерстве юстиции РФ 20.06.2003 № 4783 // Рос. газ. № 120/1.-2003.-21 июн.

58. ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Зарегистрированы в Министерстве юстиции РФ 20.06.2003 № 4812 // Рос. газ. № 120/1. - 2003. - 21 июн.

59. ПБ 09-540-03 Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств. Зарег. в Министерстве юстиции Российской Федерации 15.05.2003 № 4537 // Рос. газ. № 120/1. - 2003. - 21 июн.

60. ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования. Приказ Росстандарта от 19.08.2011 № 231-ст. Дата начала действия: 01.03.2012.

61. ГОСТ Р 53500-2009 Трубы для морских трубопроводов. Приказ Росстандарта от 11.12.2009 N 726-ст. // Официальное издание. М.: Стандартинформ. - 2011.

62. ГОСТ Р ИСО 3183-2009 Трубы стальные для трубопроводов нефтяной и газовой промышленности. Общие технические условия. Приказ Росстандарта от 11.12.2009 N 727-ст // Официальное издание. М.: Стандартинформ. - 2011.

63. DNV-OS-FIOI. Submarine Pipeline Systems / Prepared by Det Norske Veritas, 2007. 240 p.

64. СТО Газпром 2-3.7-050-2006 (DNV-OS-FIOI) Морской стандарт DNV-OS-FIOI. Подводные трубопроводные системы / ОАО «Газпром», 2000. -319 с.

65. ГОСТ Р «Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи».1. Часть 1-6 проект.

66. ГОСТ Р Общие требования к морским платформам проект.

67. ГОСТ Р Арктические морские конструкции проект.

68. ГОСТ Р Морские сооружения. Термины и определения проект.

69. ГОСТ Р Морские промысловые сооружения. Системы ограничения и сброса давления проект.

70. DNV-OSS-301. Certification And Verification Of Pipelines / Prepared by Det Norske Veritas, 2000. 58 p.

71. DNV-RP-F116. Integrity Management of Submarine Pipeline Systems / Prepared by Det Norske Veritas, 2009. 62 p.

72. NORZOK Z-013. Risk and emergency preparedness analysis / Prepared by The Norwegian Oil Industry Association and Federation of Norwegian Manufacturing Industries, 2001. 101 p.

73. ISO 13702. Petroleum and Natural Gas Industries Control and Mitigation of Fires and Explosion on Offshore Production Installations - Requirements and Guidelines, 1999.-61 p.

74. ISO 10418. Petroleum and Natural Gas Industries Offshore Production Installations - Basic Surface Process Safety Systems, 2008. - 117 p.

75. NORSOK S-001. Technical Safety / Prepared by The Norwegian Oil Industry Association and Federation of Norwegian Manufacturing Industries, 2000. 66 p.

76. ISO 15138. Petroleum and Natural Gas Industries Offshore Production Installations - Heating, Ventilation and Air-Conditioning, 2007. - 116 p.

77. IEC 61892-7. Mobile and Fixed Offshore Units Electrical Installations -Part 7: Hazardous Areas, 2007. - 64 p.

78. NORSOK D-010 Well Integrity in Drilling and Well Operations / Prepared by The Norwegian Oil Industry Association and Federation of Norwegian Manufacturing Industries, 2004. 162 p.

79. NORSOK D-001 Drilling facilities / Prepared by The Norwegian Oil Industry Association and Federation of Norwegian Manufacturing Industries, 1998. 54 p.

80. ISO 19906. Petroleum and Natural Gas Industries Arctic Offshore Structures, 2010. - 474 p.

81. Vinnem J.E. Offshore Risk Assessment. Principles, Modelling and

82. Applications of QRA Studies. 2nd edition. 2007. - 577 p.

83. СП 12.13130.2009 Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности / МЧС России: Введ. 01.05.2009. М.: ФГУ ВНИИПО МЧС России, 2009

84. Реестр специальных технических условий за 2011 год. URL: http://www.minregion.ru/alignment/.

85. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. М.: Наука, 1987. т.1. -464 с.

86. Coy С. Гидродинамика многофазных систем. М.: Мир, 1971. - 536 с.

87. Транспортировка многофазных смесей по трубопроводам: пер. с англ. // Technoscoop. 1997, № 14 (1) 84 с.

88. Мамаев В.А., Одишария Г.Э. и др. Гидродинамика газожидкостных смесей в трубах. М.: Недра, 1969. - 208 с.

89. Мамаев В.А., Одишария Г.Э. и др. Движение газожидкостных смесей в трубах. М.: Недра, 1978. - 270 с.

90. Одишария Г.Э., Точигин A.A. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей. М.: Мир, 1998 г. - 400 с.

91. Карамышев В.Г. Исследование закономерностей совместного транспорта нефти и газа по трубопроводам: Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Уфа, 2002. 275 с.

92. Гукасов H.A., Кучеров Г.Г. Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин в период падающей добычи. М.: Недра,2006.-214 с.

93. Бычкова О.А. Разработка методики расчета параметров течения сырого газа с малым содержанием жидкости в морских трубопроводах: Диссертация на соискание ученой степени кандидат технических наук. М., 2009.- 101 с.

94. Козлитин A.M. Методика определения экологических рисков аварий на магистральных трубопроводах / A.M. Козлитин, А.И. Попов, П.А. Козлитин // Научные аспекты экологических проблем России: тр. Всерос. конф.: в 2 т. М.: Наука. Т.2. - 2002. - С. 332 - 337.

95. РД Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах. Утв. АК «Транснефть» 30.12.1999 приказом №152, согласовано Госгортехнадзором от 07.07.1999 №' 10-03/418 / АК «Транснефть». 1999.

96. Никитин Л.В., Тюреходжаев А.Н. Воздействие ударной волны в грунте на подземный трубопровод II Известия Академия наук СССР. Серия "Механика твердого тела". 1987. №1. С. 98-106.

97. Астафьев В.Н., Кандауров А.А., Мансуров М.Н. Оценка расстояний между подводными трубопроводами // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти, вып. 3. 1985. - С. 27-28.

98. Лаптева Т.И. Совершенствование методов оценки устойчивости и эксплуатационной надежности морских трубопроводов: Диссертация на соискание ученой степени кандидат технических наук. М., 2008. 130 с.

99. Семенова И.И. Математические модели в описании колебаний и разрушения подводных трубопроводов: обзор / Семенова И.И. // Омский науч. вестн. Вып.13 - 2000. - С.121-122.

100. Ч. Мейдер. Численное моделирование детонации М.: Мир, 1985. -384 с.