автореферат диссертации по безопасности жизнедеятельности человека, 05.26.03, диссертация на тему:Управление промышленной безопасностью эксплуатации морских гидротехнических сооружений шельфа юга Вьетнама

УДК

На правах рукописи

ООБООЬЗ'4*

АЛЕКСАНЬЯН АРТУР АРАМОВИЧ

УПРАВЛЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТЬЮ ЭКСПЛУАТАЦИИ МОРСКИХ ГИДРОТЕХНИЧЕСКИХ СООРУЖЕНИЙ ШЕЛЬФА ЮГА ВЬЕТНАМА

(на примере месторождения «Дракон» СП «Вьетсовпетро»)

Специальность 05.26.03 - Пожарная и промышленная безопасность

(нефтегазовый комплекс)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

- 8 ДЕК 2011

Уфа 2011

005005374

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР»)

Научный руководитель - кандидат технических наук, доцент

Велиев Мубариз Мустафа оглы

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Идрисов Роберт Хабибович

- доктор технических наук

Клейменов Андрей Владимирович

Ведущее предприятие - Российский государственный университет

нефти и газа им. И.М. Губкина

Защита диссертации состоится 23 декабря 2011 г. в 1200 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУЛ «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУЛ «ИПТЭР».

Автореферат разослан 23 ноября 2011 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор технических наук, профессор ■г/?-^--Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В увеличении объемов добычи нефти во Вьетнаме основную роль играет освоение морских нефтяных месторождений в связи с тем, что в настоящее время добыча нефти осуществляется в море. Большие перспективы открыты для освоения нефтяных месторождений на шельфе юга Вьетнама, относящемся к бассейну Индийского океана.

При разработке морских нефтяных месторождений необходимо строительство эстакад, площадок под буровые, индивидуальных оснований и других сооружений. Стальные конструкции в морских условиях постоянно подвергаются интенсивной коррозии, что снижает пожарную и промышленную безопасность платформы в целом.

Добыча нефти в море связана с риском возникновения аварийных ситуаций. Крупнейшие природные и техногенные аварии последних лет выявили необходимость углубления исследований в области теории безопасности и катастроф, а также прикладных разработок по обеспечению промышленной и экологической безопасности. Так, авария на нефтедобывающей платформе в Мексиканском заливе в 2010 г. привела к большим материальным потерям. Усугубляют аварийные ситуации и климатические условия региона, когда ливни и наводнения могут препятствовать проведению спасательных операций.

В общей проблеме страхования и обеспечения надежности морских объектов СП «Вьетсовпетро» важное место занимают вопросы оценки степени риска эксплуатации таких уникальных в своем роде сооружений, какими являются морские стационарные платформы (МСП), представляющие собой сложный технологический комплекс бурового и эксплуатационного оборудования для бурения нефтегазовых скважин, сбора и подготовки к транспортировке продукции этих скважин, а также систем жизнеобеспечения.

В настоящее время нефтедобывающие платформы Вьетнама выработали свой нормативный срок эксплуатации. Поэтому происходит процесс их плановой замены. Для повышения стабильности работы вновь вводимых сооружений необходимы анализ факторов, снижающих безопасность их эксплуатации, и разработка мероприятий, повышающих безаварийность функционирования таких систем.

На сегодняшний день во Вьетнаме отсутствуют общепринятые стандарты по контролю за техническим состоянием и обслуживанием металлоконструкций, технологических трубопроводов и оборудования на морских объектах.

Поэтому управление промышленной безопасностью эксплуатируемых объектов морской нефтегазодобычи на основе оценки техногенных рисков является важным и актуальным направлением исследований.

Цслыо настоящей работы является совершенствование системы управления промышленной безопасностью эксплуатируемых морских гидротехнических сооружений (МГТС) шельфа юга Вьетнама путем оценки риска с разработкой перечня мероприятий по снижению опасностей и рисков до минимальных показателей.

Для достижения указанной цели в диссертационной работе были поставлены следующие задачи:

1. Исследовать аварии и происшествия на морских объектах, проанализировать их причины;

2. Определить приемлемые критерии риска эксплуатируемых морских стационарных платформ на основе идентификации опасных производственных объектов;

3. Провести количественный анализ рисков и оценить частоты утечек на морских нефтегазопромысловых сооружениях;

4. Разработать методы моделирования и оценки риска возможных аварий;

5. Предложить мероприятия по снижению риска аварий при эксплуатации морских гидротехнических сооружений.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались с применением современных методов статистического анализа, математического моделирования и методов теории вероятностей.

Научная новизна исследований заключается в разработке концептуального подхода и практических рекомендаций по совершенствованию механизма анализа и оценки рисков:

1. Проведен количественный анализ и определены приемлемые критерии риска эксплуатируемых опасных производственных объектов морских гидротехнических сооружений;

2. Предложена формула для расчета частоты утечек на оборудовании морских гидротехнических сооружений;

3. Разработаны методы моделирования и оценки риска возможных аварий на объектах морских гидротехнических сооружений.

Основные защищаемые положения

1. Результаты идентификации опасностей и критерии приемлемого риска.

2. Результаты количественного анализа риска и оценки частоты утечек на морских гидротехнических сооружениях.

3. Моделирование последствий пожара и взрыва углеводородных

утечек.

Практическая ценность и реализация результатов работы

В результате выполненных исследований предложены мероприятия по снижению риска при эксплуатации технологических участков и оборудования.

Концептуальный подход к определению опасности и оценке риска эксплуатации технологических систем морских стационарных платформ, а также практические рекомендации по устранению причин аварий и их

последствий используются в СП «Вьетсовпетро» как при проектировании и эксплуатации морских стационарных платформ, так и при работе со страховыми компаниями.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на:

• научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках VIII Российского энергетического форума (г. Уфа, октябрь 2008 г.);

• научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках VIII Конгресса нефтегазопромыш-ленников России (г. Уфа, май 2009 г.);

• Девятой Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках IX Российского энергетического форума (г. Уфа, октябрь 2009 г.);

• научно-практических конференциях «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа», «Проблемы и методы рационального использования нефтяного попутного газа» в рамках XVIII международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2010» (г. Уфа, май 2010 г.);

• Десятой Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках X Юбилейного российского энергетического форума (г. Уфа, октябрь 2010 г.);

• Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазового форума и XIX международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии -2011» (г. Уфа, май 2011 г.).

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 15 печатных работ, из них 2 - в ведущем рецензируемом журнале, рекомендованном ВАК Министерства образования и науки РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 128 наименований. Она содержит 148 страниц машинописного текста, 13 рисунков, 44 таблицы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и задачи диссертационной работы, определены объект и предмет исследований, приведена информация о реализации результатов работы, показаны научная новизна и практическая ценность работы.

В первой главе рассматриваются морские гидротехнические сооружения в качестве объекта исследований.

Сложившийся около 50 лет тому назад морской нефтегазовый комплекс превратился в одну из ведущих отраслей мировой экономики и энергетики и обеспечивает сейчас до 30 % общей добычи нефтегазовых углеводородов. Экспансия нефтедобычи на континентальных шельфах, несомненно, будет продолжаться и в XXI веке.

В связи с этим возникает целый ряд проблем, решение которых не требует отлагательства. Особое внимание должно уделяться техногенному риску морских гидротехнических сооружений, т.к. это позволит прогнозировать возможные аварии на объектах МГТС и избежать взрывов, возгораний и разливов углеводородного сырья.

Риском необходимо заниматься, им нужно управлять. Общее, что объединяет риски в природе, техносфере, обществе и экономике, - это единый в своей основе научно-методический аппарат его анализа.

Ключевым этапом управления риском является анализ риска, т.е. исследование влияющих на риск факторов. На основе анализа риска обосновываются и реализуются меры по снижению риска, которые заключаются в целенаправленном воздействии на факторы риска.

При разработке и эксплуатации морских нефтегазовых месторождений под риском как мерой опасности принято понимать сочетание вероятности неблагоприятного события и последствий этого события:

- образование на поверхности моря облака с высокой концентрацией природного газа;

- возникновение газожидкостного фонтана или газожидкостного пятна на поверхности моря с пониженной плотностью, через которое также выбрасывается облако природного газа;

- возможность возгорания и токсического воздействия при определенной концентрации метана на поверхности.

Управление промышленной безопасностью эксплуатации морских гидротехнических сооружений рассматривается на примере платформы ЯР-З месторождения «Дракон» СП «Вьетсовпетро».

Вторая глава посвящена идентификации опасностей и определению приемлемых критериев риска на примере 11Р-3 месторождения «Дракон».

Основными объектами обустройства месторождений нефти и газа шельфа Вьетнама являются морские стационарные платформы. Эксплуатация МСП в экстремальных природных условиях актуализирует проблемы надежности, которые связаны, в первую очередь, с обеспечением безопасности персонала и охраной окружающей среды. Поэтому в настоящее время остро стоит вопрос определения требований к проектным решениям, обеспечивающим безопасность морских стационарных платформ на уровне приемлемого риска.

Для морских платформ необходимо принимать эксплуатационные решения, которые должны обеспечить:

- герметичность производственного оборудования и трубопроводных систем;

- предотвращение образования и накопления взрыво-, пожароопасных концентраций горючих углеводородов на участках платформы;

- минимизацию возможностей возгорания горючих смесей;

- предотвращение распространения пожара.

Для решения этих задач должны быть идентифицированы опасности, являющиеся причиной риска, а также пути, по которым эти опасности могут реализовываться.

Дана предварительная оценка значений идентифицированных опасностей на основе результатов анализа последствий и изучения их основных причин.

При проведении идентификации опасностей предложено описание возможных сценариев развития аварий для каждого из рассматриваемых блоков сооружений и технологического процесса.

Основными целями идентификации опасностей являются:

- опознавание всех потенциальных опасностей, связанных с эксплуатацией платформы;

- оценка всех опознанных опасностей и таким образом определение главных опасностей, подлежащих количественной оценке.

Идентификация опасностей выполнена на основе анализа текущего состояния, пересмотра собранных данных по ИР-З и путём проведения исследования опасности и связанных с ней проблем.

Для удобства при опознавании опасностей пожара и взрыва технологический процесс на 11Р-3 разделен на 8 частей.

Приводятся результаты выбора критериев приемлемого риска при эксплуатации морских гидротехнических сооружений.

К настоящему времени государственные критерии, связанные с риском для работающего персонала, отсутствуют. Приемлемые критерии риска

разработаны на основании информации о нежелательных событиях в СП «Вьетсовпетро» и других международных данных.

Смертельный риск обычно выражается в виде количества смертельных случаев при аварии (FAR) и определяется как число смертей за 108 часов пребывания на рабочем месте. Часы пребывания на рабочем месте являются часами, отработанными на платформе.

far^^L

или

FAR = ^-Т '

где Ns - несчастный случай со смертельным исходом; Т„ - число человекочасов в море; Тц - общее рабочее время в году. R¡ определяется следующим образом:

N.

R,

Кп '

М

где Nf- общее количество смертей за период;

Кт - количество работников на платформе за период. Для оценки риска стационарной платформы RP-3 месторождения «Дракон» рассчитано значение У.ФЮ^/год в качестве среднего критерия индивидуального риска.

Считается, что уровень риска 10"3/год является самым высоким приемлемым риском для операторов на морских платформах, например UK HSE, Shell, BP, JVPC. Это соответствует величине FAR, равной 11,4.

В настоящее время критерии приемлемого риска выражаются в форме ALARP (As Low As Reasonable Practical) «Столь низко, насколько это разумно и реально». Критерии риска ALARP могут быть представлены в виде треугольника (рисунок 1). Нижняя линия представляет приемлемый

уровень риска, а верхняя линия - неприемлемый уровень риска. Соответственно области треугольника от узкой до широкой показывают уровень риска от низкого до высокого. Верхняя часть треугольника соответствует высокому риску, а нижняя часть - низкому риску.

1x10 Зв год

1х10"5 в год •

Неприемлемая / ^неиотбшьшршлшнилрткши область / ос,юва,ШЯ1- Необходимы фундаментальные

/ усовершенствованна

\

V

ЗОНА ЛЬДИР

^ПрнсмлГ^

/

/Рнск приемлем, если его уменьшение непрактично или стоимость не пропорциональна / усовершенствованию.

Риск приемлем, если все разумные практические меры оправданы выполненным аналюом выгоды и стоимости

Никакие дальнейшие действия не требуются

Рисунок 1 - Критерии приемлемого риска АЬАЛР

Определено, что если риск находится ниже приемлемого уровня, то не требуется никакого дальнейшего улучшения за исключением выполнения операций в соответствии с принятой промышленной практикой. С другой стороны, если риск выше этого уровня, предлагается рассмотреть меры по уменьшению риска. Если риски находятся в неприемлемой области, то они не допустимы в любых случаях, кроме как при экстраординарных обстоятельствах, и мероприятия по уменьшению риска являются необходимыми. Таким образом, мероприятия по уменьшению риска должны быть осуществлены, чтобы уменьшить риск до приемлемого уровня, в противном случае необходимо остановить технологический процесс.

Определены несколько существенных характеристик безопасности установок, которые должны поддерживаться в случае аварии. В случае аварии функции безопасности должны сохраняться в течение достаточного времени, чтобы позволить людям эвакуироваться из опасной зоны и

благополучно покинуть установку. Это наличие следующих функций безопасности:

- путей эвакуации;

- временных убежищ;

- спасательных плотов;

- цельности металлических конструкций - опорных блоков платформы.

Под неприемлемыми значениями функций безопасности понимается,

что они либо не способны достичь своей цели, либо не могут быть использованы в аварийных случаях в пределах требуемого периода времени действия функций безопасности после инициирования аварии. Требуется, чтобы критерии ухудшения и периоды времени были четко определены.

Ухудшение в течение 30 минут любой функции безопасности не должно превышать 1,0-10'э/год для каждого вида аварии.

В третьей главе диссертации приведены результаты количественного анализа рисков и анализа частоты утечек при эксплуатации морских гидротехнических сооружений.

Проведение анализа риска сводится к решению следующих задач: определению частоты нежелательных событий (аварий) на рассматриваемом опасном объекте, оценке последствий аварий и обобщению оценок риска.

В расчетах по определению основных показателей риска необходимо знать ожидаемую частоту аварий на нефтепромысловом оборудовании и подводных трубопроводах и вероятность реализации того или иного сценария аварии. Такие данные можно получить только посредством сбора данных по авариям на оборудовании, трубопроводах и их обработки.

Главные этапы количественной оценки риска следующие:

- сбор данных и информации;

- определение опасностей;

- частотная оценка;

- моделирование последствий;

- оценка риска;

- сравнение с приемлемыми критериями и выдача соответствующих рекомендаций.

Приведены результаты анализа частоты утечек для технологических участков и оборудования.

В главе описываются общие данные о частоте событий, на основании которых сделан выбор данных о частотах для платформы RP-3 месторождения «Дракон». Главные источники общих данных о частоте событий следующие:

- сводная таблица количественных данных оценки риска;

- база данных по утечкам углеводородов и возникновению пожара;

- база данных по HSE (здоровье, безопасность и охрана окружающей среды);

- основные данные по количественному анализу риска.

Из этих данных отобраны и применены для технологической системы частоты утечек. Частоты событий для стояков и выбросов продукции скважин также включены в данный анализ.

Частоты утечек для технологического оборудования определены в соответствии с API 581 следующим образом:

Си — С о • К мо ' КОУ >

где С0 - частота общая;

Км0 - коэффициент модификации оборудования;

К0У - коэффициент оценки системы управления.

Однако платформа RP-3 спроектирована не в полном соответствии со стандартами API, поэтому коэффициент модификации оборудования предложено удвоить.

Все размеры утечек в технологической системе разделены на три категории:

малая 0,2...2,0 кг/с;

средняя 2,0... 10,0 кг/с;

большая > 10,0 кг/с.

Оборудование всех типов на каждом участке подсчитано, и его рабочие условия введены в программное обеспечение LEAK для вычисления частоты утечек. На основе количества оборудования и его рабочих условий программа позволяет вычислить частоту утечки для каждой части оборудования на основе вышеупомянутых трех категорий размеров утечек и затем вычислить частоты утечки для всего участка; в случае необходимости -для группы участков. Количество оборудования подсчитывается на основе схем оборудования и трубопроводов, которые используются в качестве входных данных в программу. Результат включает в себя частоты утечек трех вышеупомянутых размеров для двух случаев: для утечки газа и утечки жидкости (таблица 1).

Таблица 1 - Частоты утечек для технологического оборудования

Размер утечки Частота утечек (в год)

газ жидкость

Малая 6,01-10° 3,95-10"3

Средняя 1,62-10"3 1,18-Ю-3

Большая 4,39-10"4 3,50-10'4

Приводятся частоты утечек для стояков и трубопроводов. На ЯР-3 используются два стояка для экспорта углеводородов.

Зона, в которой необходимо обеспечивать безопасность, составляет 500 м вокруг платформы.

При рассмотрении частот утечек подводная зона стояка и 100 м подводного трубопровода в зоне обеспечения безопасности также группируются как подводная зона, так как утечки из них имеют одинаковое воздействие на платформу в плане опасности пожара и взрыва. Частоты утечек, рассчитанные компьютерной программой, имеют следующие значения:

- общая частота утечки из стояка - 6,8 • 1/ год;

- общая частота утечки из трубопровода в радиусе 500 м - 7,5 • 10"4 / год.

Суммарная частота выбросов определяется следующим образом:

15

Б = СуМ3,

где Су - частота выбросов на стояке; - количество стояков. С помощью поправочных коэффициентов рассчитаны частоты утечек для аварийных случаев и их воздействие на частоту утечек из стояков/трубопроводов, которые приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Частоты утечек при аварии стояков/трубопроводов

Причина Доля, Поправочный Модифицированная

% коэффициент частота, %

Стояки (для одного стояка в год)

Удар 4 1,672 6,69

Коррозия 37 0,45 16,65

Дефект 18 0,2592 4,67

Естественные 4 1 4

Другие 37 1 37

Всего 100 69

Трубопроводы (на км в год в пределах 100 м от платформы)

Удар 40 3 120

Коррозия 31 1,875 58,13

Дефект 16 0,324 5,18

Естественные 1 1 1

Другие 12 1 12

Всего 100 196

Определены в целом частоты утечек из стояка и трубопровода в радиусе 100 м:

С =С ■С

'-'Ш

сит=сш/(500-т-сот),

где 0« - частота утечек в стояке;

Сиз - частота модифицированная в стояке;

С03 - общая частота утечек для стояков;

Сит - частота утечек в трубопроводе в радиусе 100 м;

С/иг - частота модифицированная в трубопроводе;

Сот — общая частота утечек для трубопроводов.

Частоты утечек из стояка и трубопровода в радиусе 100 м составляют 4,69-10"4 и 2,94-10"4 в год соответственно.

В главе рассмотрены частоты утечек при выбросе продукции скважин.

Выбросы продукции скважин могут произойти в различных местах при нормальной работе, бурении, капитальном ремонте и заканчивании скважин. Данные по выбросам содержат данные как по нефтяным, так и по газовым скважинам.

Расположение мест утечек является важным для моделирования последствий при количественном анализе риска.

Определены и применяются две категории расположения мест утечек:

- подводная зона - поток газа/нефти снаружи кондуктора и выход на морское дно;

- фонтанная арматура скважин - выброс газа/нефти в зоне устьев скважин и на палубу.

Приведены итоговые данные по частотам выбросов на 11Р-3 месторождения «Дракон»: частоты утечек при выбросе продукции скважин в подводной зоне составляют а в районе фонтанной арматуры

скважин - 2,51-10"5/год.

В четвертой главе представлены результаты моделирования возможных аварий на опасных производственных объектах.

Если углеводородные утечки воспламеняются, возможны различные виды пожара и может произойти взрыв в зависимости от среды, размера и характера утечки, момента воспламенения и свойств среды. Ниже приведены различные последствия утечки:

- огневая вспышка;

- огневая струя;

- пожар типа разлива нефти;

- полуограниченный взрыв;

- утечка без воспламенения.

В главе рассматриваются методы, используемые для моделирования последствий пожара и взрыва углеводородных утечек для 11Р-3. Они являются частью количественной оценки рисков. Методы моделирования, применяемые для утечки из стояков, технологических и подводных трубопроводов, идентичны.

Эти методы включают:

- моделирование расхода и продолжительности утечек из каждых изолируемых участков;

- моделирование размера и формы легковоспламеняющегося газового облака от утечек над морем;

- моделирование зон, находящихся под влиянием мгновенных пожаров;

- моделирование размеров пламени и зон радиации для воспламенившихся утечек;

- моделирование взрывов.

Последствия смоделированы для 3 типов технологической среды: попутного газа, двухфазного флюида и сырой нефти.

Начальный расход утечки углеводородов из технологического оборудования зависит, в основном, от давления в сосуде, размера проходного отверстия и фазы утечки (жидкость, газ или двухфазная). Расход утечки снижается со временем по мере снижения давления внутри оборудования. Это снижение зависит, в основном, от объема углеводородов и принятых мер по изолированию участков с утечкой и сбросу давления в оборудовании.

Среди различных факторов, определяющих утечку, расход утечки является важным, поскольку он влияет на размер образующегося газового облака, и следовательно, на вероятность вспышки, а также определяет размер пожара. Снижение расхода утечки (в сущности, продолжительность утечки) является важным, поскольку оно ограничивает ущерб, который может быть нанесен пожаром.

Начальный расход утечки газа из оборудования высокого давления определяется по формуле

где М - молекулярный вес газа (обычно 20 г/моль);

у - коэффициент удельных теплоемкостей, для метана у = 1,31; Я0 - универсальная газовая константа, = 8314 Дж/(кг-моль-К); Т0 - начальная температура газа, К. Вышеуказанная формула применяется для дросселированного потока при давлении выше критического значения, определяющегося по формуле

где Рс - критическое давление, Н/м2;

Ра - атмосферное давление.

Приведены результаты моделирования дисперсии.

Утечки газа (или газ, выделяющийся от утечки жидкости) образуют облако, на рассеивание которого влияют ветер, турбулентность вокруг стояков, плотность газа и начальный импульс утечки.

Различают три основные категории утечки газа:

- утечка, имеющая препятствие для распространения и находящаяся вблизи райзерной платформы и технологических установок;

- утечка в атмосферу на технологических установках;

где б0 ~ начальный расход утечки, кг/с; С - коэффициент утечки (обычно 0,7);

5 - площадь отверстия, м ;

Р0 - начальное давление газа, Н/м2.

2 определяется следующим образом:

Л

Му ( 2 V-'

- подводная утечка.

На платформе ЯР-З мгновенный пожар может произойти при двухфазной утечке. Попутный газ будет выделяться из флюида и формировать воспламеняемое облако, которое потенциально может вызвать мгновенный пожар. В попутном газе содержится в основном метан.

Рассчитано, что уровень тепловой радиации, который вызывает неизбежные смерти, составляет 37,5 кВт/м2 и выше. Этот уровень достигается вблизи края «лужи». Таким образом, можно определить, что смертельный район является районом площади разлива, и вероятность неизбежных смертей следующая:

р —9-

п I.А '

где Д^ - площадь палубы модуля.

Однако считается, что нефтяные разливы развиваются более постепенно, чем газовые струи, и люди могут видеть их и эвакуироваться до воспламенения.

Согласно данному исследованию, при сильном взрыве с избыточным давлением 0,035 МПа вероятность взрыва средней и большой утечек равна 5 % и 25 % соответственно.

Пятая глава посвящена оценке риска от возможных аварий и мероприятиям по снижению риска.

Все возможные аварии классифицируются по степени влияния на персонал и металлоконструкции. Определены 6 видов событий:

- сильный взрыв;

- пожар во многих модулях;

- распространяющийся пожар в одном модуле;

- средний пожар;

- небольшой пожар;

- невоспламенённая утечка.

В плане влияния на человека смертельные случаи анализируются на трех этапах:

- моментальная смерть: воздействие столь быстрое, что человек не успевает спастись;

- смерть при спасении от аварии: при воздействии на персонал во время покидания им зоны аварии;

- смерть при эвакуации: при воздействии на персонал в жилой зоне или при эвакуации с платформы, зависит от многих факторов и будет анализироваться далее.

Значения суммарных средних индивидуальных рисков от всех видов событий и рисков ухудшения функции безопасности приведены в таблицах 3 и 4.

Таблица 3 - Значения суммарных средних индивидуальных рисков от всех видов событий (в год)

Тип события Тип аварии Возможность смерти Индивидуальный риск Процент

Утечка в технологической зоне сильный взрыв 7,48-Ю"5 7,06-10"7 1,736

пожар во многих модулях 4,52-10"5 4,26-10"7 1,048

распространяющийся пожар в одном модуле 1,48-10"4 1,40-10-* 3,442

средний пожар 1,25-10^ 1,18-Ю"6 2,897

небольшой пожар 2,38-Ю"5 2,24-Ю"7 0,552

Общий риск от технологической зоны 3,93-Ю"6 9,675

Утечка на нефтяном стояке пожар во многих модулях 6,85-Ю-8 0,169

Выброс пожар во многих модулях 4,51-Ю"6 11,083

распространяющийся пожар в одном модуле 1,31-Ю"6 3,211

Общий риск от углеводородов 9,82-Ю-6 24,137

Риск вертолетных операций 1,99-10"3 48,813

Риск столкновения судна 1,10-10'5 27,050

Общий риск 4,07-Ю'5 100,0

Расчетный суммарный средний индивидуальный риск от всех видов событий равен 4,07-10"5/год, и он ниже приемлемого уровня риска (Т.ФЮЛ'год).

Риск ухудшения функции безопасности ниже, чем приемлемый уровень риска - 10'3/год. Согласно результатам, риск от сильного взрыва составляет 7,82-10'6/год, от пожара во многих модулях - 5,77-10"6/год и от распространяющегося пожара в одном модуле - 1,54-10'5/год, суммарный риск ухудшения - 5,68-10'5/год, что ниже приемлемого уровня риска -10°/год.

Таблица 4 - Значения риска ухудшения функции безопасности (в год)

Тип события Тип аварии Частота события Вероятность ухудшения Величина риска

пути эвакуации временные укрытия/эвакуация металло-констр. все функции безоп.

Утечки на технологических участках сильный взрыв 7,82-10"6 0 1 1 1 7,82-1С6

пожар во многих модулях 5,77-10"6 0,25 1 1 1 5,77-10"6

распространяющийся пожар в одном модуле 4,40-10"5 0,25 0,1 0 0,35 1,54-10'5

средний пожар 6,41-10"5 0,25 0 0 0,25 1,60-10"5

небольшой пожар 6,26-10"5 0 0 0 0 0

Утечка на нефт. стояке пожар во многих модулях 8,39-10"7 0,25 1 1 1 8,39-Ю"7

Столкновение судна 1,10-Ю'5 1 1 1 I 1,10-Ю-5

Общий риск 5,68-10"'

Мероприятия по сокращению рисков нацелены, с одной стороны, на снижение частоты аварий, с другой, на сокращение последствий от аварий.

В главе анализируется, насколько возможные модификации и улучшения снизят величину риска. Это достигается установкой

дополнительного оборудования, улучшением состояния производственного оборудования или изменением рабочих процедур.

Если мероприятие по снижению риска по огневым работам выполнено, то средний индивидуальный риск от аварий в технологической зоне составит 2,12-10 6/год, т.е. сокращение риска на 46 % относительно исходного риска от технологической зоны (3,93-10"6 /год), а общий индивидуальный риск составит 3,89-10"5/год, т.е. сокращение риска на 5 % относительно исходной величины риска (4,07 • 10~5/год).

Средний индивидуальный риск с защищенным клапаном составит 3,78-10~б /год, сокращение - 5 % относительно исходного значения

3.93-10"6/год, а суммарный индивидуальный риск составит 4,05-10"5/год, т.е. сокращение на 1 % относительно исходного риска (4,07-10"5 /год). Сокращение риска невелико, но данное мероприятие значительно увеличивает возможность локализации аварии и снижает вероятность эскалации аварийной ситуации.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. На основе исследований аварий и происшествий, произошедших на морских гидротехнических сооружениях, предложены формулы для расчета частоты утечек из стояка, трубопровода и при выбросе продукции в подводной зоне и в районе фонтанной арматуры. Частоты утечек соответственно 4,69-10"4,

2.94-10"4,7,08-10"5 и 2,51-Ю"5 в год.

2. Определены средний индивидуальный риск для морских стационарных платформ, составляющий 7,4-10"4 в год, приемлемый (Ю*5) и неприемлемый (Ю"3) уровни риска.

3. Разработаны методы моделирования и оценки риска возможных аварий, на основе которых выполнен количественный анализ риска возможных аварий: от сильного взрыва - 7,82-10"б/год, от пожара во многих

модулях - 5,77- 10"6/год и от распространяющегося пожара в одном модуле -1,54-10"5/год. Суммарный риск ухудшения функции безопасности составляет 5,68-10"5/год.

4. Предложены мероприятия по снижению риска аварий при эксплуатации морских гидротехнических сооружений, позволяющие снизить величину суммарного риска до 1,84-10"4/год.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Фам Хуанг Виет, Алексаньян A.A., Велиев М.М. Количественная оценка риска эксплуатации морских нефтегазопромысловых сооружений // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер, научн.-практ. конф. 23 октября 2008 г. в рамках VIII Российского энергетического форума. - Уфа, 2008. - С. 65-66.

2. Алексаньян A.A., Велиев М.М. Этапы количественного анализа рисков морских стационарных платформ // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. 27 мая 2009 г. в рамках VIII Конгресса нефтегазопромышленников России и XVII международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2009». - Уфа, 2009.-С. 26.

3. Алексаньян A.A. Приемлемые критерии риска морских стационарных платформ // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. 27 мая 2009 г. в рамках VIII Конгресса нефтегазопромышленников России и XVII международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2009». - Уфа, 2009. - С. 264.

4. Алексаньян A.A., Велиев М.М. Мероприятия по сокращению рисков на морской стационарной платформе // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. Девятой Всеросс. научн.-практ. конф. 21 октября 2009 г. в рамках IX Российского энергетического форума. -Уфа, 2009.-С. 40-41.

5. Велиев М.М., Нгуен Тхук Кханг, Алексаньян A.A. Идентификация опасностей, связанных с эксплуатацией морской стационарной платформы // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. Девятой Всеросс. научн.-практ. конф. 21 октября 2009 г. в рамках IX Российского энергетического форума. - Уфа, 2009. - С. 42-44.

6. Нгуен Тхук Кханг, Велиев М.М., Алексаньян A.A. Оценка частоты утечек для технологического оборудования платформы RP-3 // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. Девятой Всеросс. научн.-практ. конф. 21 октября 2009 г. в рамках IX Российского энергетического форума. - Уфа, 2009. - С. 45-47.

7. Алексаньян A.A., Велиев М.М. К вопросу моделирования утечек газа на морских стационарных платформах // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Проблемы и методы рационального использования нефтяного попутного газа. Матер, научн.-практ. конф. 26 мая 2010 г. в рамках XVIII международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2010». - Уфа, 2010. - С. 115.

8. Велиев М.М., Алексаньян A.A. Расчет продолжительности утечки газа // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Проблемы и методы рационального использования нефтяного попутного газа. Матер, научн.-практ. конф. 26 мая 2010 г. в рамках XVIII международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2010». - Уфа, 2010.-С. 357.

9. Велиев М.М., Нгуен Тхук Кханг, Алексаньян A.A. Компьютерная программа расчета продолжительности утечки из подводных трубопроводов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Проблемы и методы рационального использования нефтяного попутного газа. Матер, научн.-практ. конф. 26 мая 2010 г. в рамках XVIII международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2010». - Уфа, 2010.-С. 358.

10. Нгуен Тхук Кханг, Алексаньян A.A., Велиев М.М. Критерии воздействия углеводородных происшествий на персонал //

Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. Десятой Всеросс. научн.-практ. конф. 20 октября 2010 г. в рамках X Юбилейного российского энергетического форума. - Уфа, 2010. - С. 245.

11. Алексаньян A.A. Вероятность распространения аварии при малой утечке нефти в технологической зоне морской стационарной платформы // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. Десятой Всеросс. научн.-практ. конф. 20 октября 2010 г. в рамках X Юбилейного российского энергетического форума. - Уфа, 2010. - С. 246.

12. Ле Минь Туан, Алексаньян A.A., Велиев М.М. Моделирование последствий утечек углеводородов // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - 2010. - Вып. 4 (82). -С. 133-138.

13. Алексаньян A.A., Велиев М.М., Никишин А.М. Анализ индивидуального риска при эксплуатации морских нефтегазопромысловых сооружений // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. Междунар. научн.-практ. конф. 25 мая 2011 г. в рамках Нефтегазового форума и XIX международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2011». - Уфа, 2011. - С. 389-390.

14. Алексаньян A.A. Анализ риска от падения предметов на морской стационарной платформе // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. Междунар. научн.-практ. конф. 25 мая 2011 г. в рамках Нефтегазового форума и XIX международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии -2011». - Уфа, 2011.-С. 320-321.

15. Ле Минь Туан, Алексаньян A.A., Велиев М.М. Безопасность эксплуатации морских нефтегазопромысловых сооружений месторождений СП «Вьетсовпетро» // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - 2011. -Вып. 2 (84).-С. 116-123.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 19.11.2011 г. Бумага писчая. Заказ № 278. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР» РБ. 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

ВВЕДЕНИЕ

1. МОРСКИЕ ГИДРОТЕХНИЧЕСКИЕ СООРУЖЕНИЙ 23 КАК ОБЪЕКТ ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1. Проблема управления риском

1.2. Морская стационарная платформа и ее технологические 27 оборудования

1.3. Вопросы анализа риска в публикациях

1.4. Выводы по главе

2. ИДЕНТИФИКАЦИЯ ОПАСНОСТЕЙ И ПРИЕМЛЕМЫЕ 44 КРИТЕРИИ РИСКА

2.1. Идентификация опасностей

2.2. Методика решения задач идентификации риска

2.3. Процедура построения логического дерева событий

2.4. Выбор критериев приемлемого риска при эксплуатации 57 морских гидротехнических сооружений

2.5. Выводы по главе

3. КОЛИЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛИЗ РИСКОВ И АНАЛИЗ 66 ИХ ЧАСТОТЫ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МОРСКИХ ГИДРОТЕХНИЧЕСКИХ СООРУЖЕНИЙ

3.1. Количественный анализ рисков

3.2. Методика количественной оценки рисков

3.3. Частота утЕчек для технологических участков и обору- 69 дования

3.4. Частоты утечек для стояков и трубопроводов

3.5. Частоты утечек при выбросе продукции скважин

3.6. Выводы по главе

4. МОДЕЛИРОВАНИЕ ВОЗМОЖНЫХ АВАРИЙ.

4.1. Влияние возможных аварий.

4.2. Методика моделирования возможных аварий.

4.3. Моделирование последствий возможных аварий.

4.4. Выводы по главе

5. ОЦЕНКА РИСКА ВОЗМОЖНЫХ АВАРИЙ И

РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО СНИЖЕНИЮ РИСКА

5.1. Оценка риска возможных аварий.

5.2. Критерии воздействия

5.3. Мероприятия уменьшения расхода утечки углеводородов

5.4. Мероприятия для уменьшения вероятности пожара

5.5. Разработка программы по минимизации рисков

5.6. Выводы по главе

Актуальность проблемы.

В увеличении объемов добычи нефти во Вьетнаме основную роль играет освоение морских нефтяных месторождений в связи с тем, что в настоящее время добыча нефти осуществляется в море. Большие перспективы открыты для освоения нефтяных месторождений на шельфе юга Вьетнама, относящемся к бассейну Индийского океана.

При разработке морских нефтяных месторождений необходимо строительство эстакад, площадок под буровые, индивидуальных оснований и других сооружений. Стальные конструкции в морских условиях постоянно подвергаются интенсивной коррозии, что снижает пожарную и промышленную безопасность платформы в целом.

Добыча нефти в море связана с риском возникновения аварийных ситуаций. Крупнейшие природные и техногенные аварии последних лет выявили необходимость углубления исследований в области теории безопасности и катастроф, а также прикладных разработок по обеспечению промышленной и экологической безопасности. Так, авария на нефтедобывающей платформе в Мексиканском заливе в 2010 г. привела к большим материальным потерям. Усугубляют аварийные ситуации и климатические условия региона, когда ливни и наводнения могут препятствовать проведению спасательных операций.

В общей проблеме страхования и обеспечения надежности морских объектов СП «Вьетсовпетро» важное место занимают вопросы оценки степени риска эксплуатации таких уникальных в своем роде сооружений, какими являются морские стационарные платформы (МСП), представляющие собой сложный технологический комплекс бурового и эксплуатационного оборудования для бурения нефтегазовых скважин, сбора и подготовки к транспортировке продукции этих скважин, а также систем жизнеобеспечения.

В настоящее время нефтедобывающие платформы Вьетнама выработали свой нормативный срок эксплуатации. Поэтому происходит процесс их плановой замены. Для повышения стабильности работы вновь вводимых сооружений необходимы анализ факторов, снижающих безопасность их эксплуатации, и разработка мероприятий, повышающих безаварийность функционирования таких систем.

На сегодняшний день во Вьетнаме отсутствуют общепринятые стандарты по контролю за техническим состоянием и обслуживанием металлоконструкций, технологических трубопроводов и оборудования на морских объектах.

Поэтому управление промышленной безопасностью эксплуатируемых объектов морской нефтегазодобычи на основе оценки техногенных рисков является важным и актуальным направлением исследований.

Целью настоящей работы является совершенствование системы управления промышленной безопасностью эксплуатируемых морских гидротехнических сооружений (МГТС) шельфа юга Вьетнама путем оценки риска с разработкой перечня мероприятий по снижению опасностей и рисков до минимальных показателей.

Для достижения указанной цели в диссертационной работе были поставлены следующие задачи:

1. Исследовать аварии и происшествия на морских объектах, проанализировать их причины;

2. Определить приемлемые критерии риска эксплуатируемых морских стационарных платформ на основе идентификации опасных производственных объектов;

3. Провести количественный анализ рисков и оценить частоты утечек на морских нефтегазопромысловых сооружениях;

4. Разработать методы моделирования и оценки риска возможных аварий;

5. Предложить мероприятия по снижению риска аварий при эксплуатации морских гидротехнических сооружений.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались с применением современных методов статистического анализа, математического моделирования и методов теории вероятностей.

Научная новизна исследований заключается в разработке концептуального подхода и практических рекомендаций по совершенствованию механизма анализа и оценки рисков:

1. Проведен количественный анализ и определены приемлемые критерии риска эксплуатируемых опасных производственных объектов морских гидротехнических сооружений;

2. Предложена формула для расчета частоты утечек на оборудовании морских гидротехнических сооружений;

3. Разработаны методы моделирования и оценки риска возможных аварий на объектах морских гидротехнических сооружений.

Основные защищаемые положения

1. Результаты идентификации опасностей и критерии приемлемого риска.

2. Результаты количественного анализа риска и оценки частоты утечек на морских гидротехнических сооружениях.

3. Моделирование последствий пожара и взрыва углеводородных утечек.

Практическая ценность и реализация результатов работы

В результате выполненных исследований предложены мероприятия по снижению риска при эксплуатации технологических участков и оборудования.

Концептуальный подход к определению опасности и оценке риска эксплуатации технологических систем морских стационарных платформ, а также практические рекомендации по устранению причин аварий и их последствий используются в СП «Вьетсовпетро» как при проектировании и эксплуатации морских стационарных платформ, так и при работе со страховыми компаниями.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на:

• научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках VIII Российского энергетического форума (г. Уфа, октябрь 2008 г.);

• научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках VIII Конгресса нефтегазопромышленников России (г. Уфа, май 2009 г.);

• Девятой Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках IX Российского энергетического форума (г. Уфа, октябрь 2009 г.);

• научно-практических конференциях «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа», «Проблемы и методы рационального использования нефтяного попутного газа» в рамках XVIII международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2010» (г. Уфа, май 2010 г.);

• Десятой Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках X Юбилейного российского энергетического форума (г. Уфа, октябрь 2010 г.);

• Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазового форума и XIX международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2011» (г. Уфа, май 2011 г.).

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цели и задачи диссертационной работы, определены объект и предмет исследования, приведена информация о реализации результатов работы, показаны научная новизна и практическая ценность работы.

В первой главе рассматривается морские гидротехнические сооружения в качестве объекта исследования.

Сложившийся около 50 лет тому назад морской нефтегазовый комплекс превратился в одну из ведущих отраслей мировой экономики и энергетики и обеспечивает сейчас до 30% общей добычи нефтегазовых углеводородов. Экспансия нефтедобычи на континентальных шельфах, несомненно, будет продолжаться и в XXI веке.

В связи с этим возникает целый ряд проблем, решение которых не требует отлагательств. Особое внимание должно уделяться техногенному риску морских гидротехнических сооружений (МГТС), т.к. это позволит прогнозировать возможные аварии на объектах МГТС и избежать взрывов, возгораний и разливов углеводородного сырья [26, 66, 110].

Риском необходимо заниматься, им нужно управлять. Общее, что объединяет риски в природе, техносфере, обществе и экономике, - это единый в своей основе научно-методический аппарат его анализа [36, 77, 79, 86, 105].

Ключевым этапом управления риском является анализ риска, т.е. исследование влияющих на риск факторов. На основе анализа риска обосновываются и реализуются меры по снижению риска, которые состоят в целенаправленном воздействии на факторы риска.

При разработке и эксплуатации морских нефтегазовых месторождений под риском как мерой опасности понимается сочетание вероятности неблагоприятного события и последствий этого события [48, 110, 115, 118]:

- образование на поверхности моря облака с высокой концентрацией природного газа;

- возникновение газожидкостного фонтана или газожидкостного пятна на поверхности моря с пониженной плотностью, через которое также выбрасывается облако природного газа;

- возможность возгорания и токсического воздействия при определенной концентрации метана на поверхности.

Описание морской стационарной платформы (МСП) рассматривается на примере платформы RP-3 месторождения «Дракон» СП «Вьетсовпетро».

В настоящее время, нефтедобывающие платформы Вьетнама выработали свой нормативный срок эксплуатации. Для повышения стабильности работы вновь вводимых сооружений необходим анализ факторов, снижающих безопасность их эксплуатации, и разработка мероприятий, повышающих безаварийность функционирования таких систем.

В конце главы рассматриваются вопросы анализа риска в публикациях и сделаются выводы, что на сегодняшний день во Вьетнаме нет общепринятых стандартов по контролю за техническим состоянием и обслуживанием металлоконструкций, технологических трубопроводов и оборудования на морских объектах. Поэтому оценка техногенных рисков на объектах морской нефтегазодобычи является важной и актуальной.

Во второй главе рассматривается идентификация опасностей и приемлемые критерии риска на примере RP-3 месторождения «Дракон».

Основными объектами обустройства месторождений нефти и газа шельфа Вьетнама являются морские стационарные платформы (МСП). Эксплуатация МСП в экстремальных природных условиях актуализирует проблемы надежности, которые связаны, в первую очередь, с обеспечением безопасности персонала и охраной окружающей среды. Поэтому, в настоящее время остро стоит вопрос определения требований к проектным решениям, обеспечивающих безопасность морских стационарных платформ на уровне приемлемого риска.

Для морских платформ необходимо принимать эксплуатационные решения, которые должны обеспечить [3, 13, 17, 29, 30, 61, 65, 74, 76]:

- герметичность производственного оборудования и трубопроводных систем;

- предотвращение образования и накопления взрыво- пожароопасных концентраций горючих углеводородов на участках платформы;

- минимизацию возможностей возгорания горючих смесей;

- предотвращение распространения пожара.

Для решения этих задач должны быть идентифицированы опасности, являющиеся причиной риска, а также пути, по которым эти опасности могут реализовываться.

Предварительную оценку значения идентифицированных опасностей необходимо выполнять, основываясь на анализе последствий и изучении их основных причин.

При проведении идентификации опасностей необходимо дать описание возможных сценариев развития аварий для каждого из рассматриваемых блоков сооружений и технологического процесса [32, 46, 55].

Основные цели идентификации опасностей являются:

- опознавание всех потенциальных опасностей, связанных с эксплуатацией платформы;

- оценка всех опознанных опасностей и таким образом определение главных опасностей, подлежащих количественной оценке.

Идентификация опасностей выполнена основываясь на текущем состоянии, пересмотре собранных данных по RP-3 и путём проведения исследования опасности и связанных с ней проблем.

Для удобства при опознавании опасностей пожара и взрыва технологический процесс на RP-3 разделен на 8 участков.

Приводятся результаты выбора критериев приемлемого риска при эксплуатации морских гидротехнических сооружений.

К настоящему времени Вьетнамские государственные критерии, связанные с риском для работающего персонала, отсутствуют. Приемлемые критерии риска разработаны на основании информации о нежелательных событиях в СП «Вьетсовпетро» и других международных данных [5, 40, 80, 84, 91].

Смертельный риск обычно выражается в виде величины смертельных случаев при аварии, и определяется как число смертей за 108 часов пребывания на рабочем месте. Часы пребывания на рабочем месте являются часами, отработанными на платформе.

Для оценки риска стационарной платформы RP-3 месторождения «Дракон» рассчитано значение 7,4*10"4/год в качестве среднего критерия индивидуального риска. о

Считается, что уровень риска 10 /год является самым высоким приемлемым риском для операторов на морских платформах, например UK HSE, Shell, BP, JVPC. Это соответствует величине FAR равной 11,4.

В настоящее время, критерии приемлемого риска выражаются в форме ALARP (As Low As Reasonable Practical) «Столь низко насколько это разумно и реально». Критерии риска АЬАЯР могут быть представлены в виде треугольника. Нижняя линия представляет приемлемый уровень риска, а верхняя линия - неприемлемый уровень риска. Соответственно области треугольника от узкого до широкого показывают уровень риска от низкого до высокого. Верхняя часть треугольника соответствует высокому риску, а нижняя часть соответствует низкому риску.

Если риск находится ниже приемлемого уровня, не требуется никакого дальнейшего улучшения за исключением выполнения операций в соответствии с хорошей промышленной практикой. С другой стороны, если риск выше этого уровня, должны быть рассмотрены меры по уменьшению риска. Если риски находятся в неприемлемой области, то они недопустимы кроме как при экстраординарных обстоятельствах, и мероприятия по уменьшению риска являются важными. Таким образом, мероприятия по уменьшению риска должны быть осуществлены, чтобы уменьшить риск до приемлемого уровня, в противном случае необходимо остановить технологический процесс.

Есть несколько существенных характеристик установок, которые должны поддерживаться в случае аварии. Их называют «функциями безопасности установки». В случае аварии функции безопасности должны сохраняться в течение достаточного времени, чтобы позволить людям эвакуироваться из опасной зоны и благополучно покинуть установку. Это следующие функции безопасности:

- пути эвакуации;

- временное убежище;

- спасательные плоты;

- цельность металлической конструкции - опорных блоков платформы.

Под ухудшением функций безопасности понимается, что они не способны достичь своей цели, или не могут быть использованы в аварийных случаях в пределах требуемого периода времени после инициирования аварии. Требуется, чтобы критерии ухудшения и периоды времени были определены и установлены.

Требуется, чтобы ухудшение в течение 30 минут любой функции безопасности происходило с частотой не больше, чем 1,0*10"3/год для каждого вида аварии.

В третьей главе диссертации приведены результаты количественного анализа рисков и анализ частот при эксплуатации морских гидротехнических сооружений.

Проведение анализа риска на стадии «оценка риска» сводится к решению следующих задач: определение частоты нежелательных событий (аварий) на рассматриваемом опасном объекте, оценка последствий аварий и обобщение оценок риска.

В расчетах по определению основных показателей риска необходимо знать ожидаемую частоту аварий на нефтепромысловых оборудованиях и подводных трубопроводах и вероятность реализации того или иного сценария аварии. Такие данные можно получить только посредством сбора данных по авариям на оборудованиях, трубопроводах и их обработки.

Главные этапы количественной оценки риска следующие [4, 59, 103, 111, 114, 119]:

- сбор данных и информации;

- определение опасностей;

- частотная оценка;

- моделирование последствий;

- оценка риска;

- сравнение с приемлемыми критериями и выдача соответствующих рекомендаций.

Приведены результаты анализа частоты утечек для технологических участков и оборудования.

В главе описываются общие данные частот событий, на основании которых сделан выбор данных частот для платформы RP-3 месторождения «Дракон». Главные источники общих данных частот событий следующие [15, 21, 22, 63, 120, 122, 123]:

- сводная таблица количественных данных оценки риска;

- база данных по утечкам углеводородов и возникновению пожара;

- база данных по HSE (здоровье, безопасность и охрана окружающей среды);

- основные данные по количественному анализу риска.

Из этих данных отобраны и применены для технологической системы частоты утечки. Частоты событий для стояков и выбросов продукции скважин также включены в данный анализ.

Частоты утечек для технологического оборудования определены в соответствии с API 581.

Однако, платформа RP-3 спроектирована не в полном соответствии со стандартами API, поэтому коэффициент модификации оборудования удвоен вследствие несоответствия правилам и стандартам.

Все размеры утечек в технологической системе разделены на три категории: малая 0,2 - 2 кг/с; средняя 2,0 - 10,0 кг/с; большая >10,0 кг/с.

Оборудование всех типов на каждом участке подсчитано, и их рабочие условия введены в программное обеспечение LEAK [15] для вычисления частоты утечки. На основе количества оборудования и их рабочих условий программа вычисляет частоту утечки для каждой части оборудования на основе вышеупомянутых трех категорий размеров утечки, и затем вычисляет частоты утечки для всего участка и в случае необходимости для группы участков. Количество оборудования посчитано на основе схем оборудования и трубопроводов, которые использованы в качестве входных данных в программу. Результат включает в себя частоты утечек трех вышеупомянутых размеров утечек для двух случаев: утечка газа и утечка жидкости.

Приводятся частоты утечек для стояков и трубопроводов. На RP-3 используются два стояка для экспорта углеводородов.

Зона, в которой необходимо обеспечивать безопасность, составляет 500 м вокруг платформы. Следовательно длина трубопровода в этой зоне также составляет 500 м.

При рассмотрении частот утечек, подводная зона стояка и 100 м подводного трубопровода в зоне обеспечения безопасности также группируются как подводная зона, так как утечки из этих двух частей имеют одинаковое воздействие на платформу в плане опасности пожара и взрыва. Частоты утечек, рассчитанные компьютерной программой имеют следующие значения:

- общая частота утечки стояка 6,8 • 10-4 / стояк в год;

- общая частота утечки трубопровода в радиусе 500 м 7,5 ■ 10~4 /год.

Суммарная частота выбросов определяется следующим образом:

С помощью поправочных коэффициентов рассчитаны частоты утечек для аварийных случаев и их воздействие на частоту утечек из стояков/трубопроводов.

Определены в целом частоты утечек в стояке и в трубопроводе в радиусе 100 м. Для частоты утечек в стояке и в трубопроводе в радиусе 100 м получены значеня 4,69* 10"4 и 2,94*10"4 в год соответственно.

В главе рассмотрены частоты утечек при выбросе продукции скважин.

Выбросы продукции скважин могут произойти в различных местах при нормальной работе, бурении, капитальном ремонте и заканчивании скважин. Данные по выбросам содержат данные как по нефтяным, так и по газовым скважинам.

Расположение утечек является важным для моделирования последствий при количественном анализе риска.

Определены и применяются две категории расположения утечек:

- подводная зона - поток газа/нефти снаружи кондуктора и выход на морское дно;

- фонтанная арматура скважин - выброс газа/нефти в зоне устьев скважин и на палубу.

Приведены итоговые данные по частотам выбросов на ИР-З месторождения «Дракон»: частоты утечек при выбросе продукции скважин в подводной зоне составит 7,08*10 /год, а в районе фонтанной арматуре скважин -2,51*10"5/год.

В четвертой главе представлены результаты моделирования углеводородных событий.

Если углеводородные утечки воспламеняются, возможны различные виды пожара и может произойти взрыв, в зависимости от среды, размера и характера утечки, момента воспламенения и свойств среды. Ниже приведены различные последствия утечки [8, 17]:

- огневая вспышка;

- огневая струя;

- пожар типа «лужа»;

- полуограниченный взрыв;

- утечка без воспламенения.

В главе рассматриваются методы, используемые для моделирования последствий пожара и взрыва углеводородных утечек для ЯР-З. Они являются частью количественной оценки рисков. Методы моделирования, применяемые для утечки из стояков, технологических и подводных трубопроводов, идентичны [12, 25, 42, 43, 50, 85, 87, 88, 89, 90].

Эти методы включают:

- моделирование расхода и продолжительности утечек из каждых изолируемых участков;

- моделирование размера и формы легковоспламеняющегося газового облака от утечек над морем;

- моделирование зон, находящихся под влиянием мгновенных пожаров;

- моделирование размеров пламени и зон радиации для воспламенившихся утечек;

- моделирование взрывов.

Последствия смоделированы для 3 типов технологической среды: попутного газа, двухфазного флюида и сырой нефти.

Начальный расход утечки углеводородов из технологического оборудования зависит, в основном, от давления в сосуде, размера проходного отверстия и фазы утечки (жидкость, газ или двухфазная). Расход утечки снижается со временем по мере снижения давления внутри оборудования. Это снижение зависит, в основном, от объема углеводородов и принятых мер по изолированию участков с утечкой и сбросу давления в оборудовании.

Среди различных факторов, определяющих утечку, расход утечки является важным фактором, поскольку он влияет на размер образующегося газового облака, и отсюда, на вероятность вспышки; а также поскольку он определяет размер пожара или дыма, которые могут появиться вследствие утечек. Снижение расхода утечки (в сущности, продолжительность утечки) является важным, поскольку оно ограничивает ущерб, который может быть нанесен пожаром.

Приведены результаты моделирования дисперсии.

Утечки газа (или газ, выделяющийся от утечки жидкости) образуют облако, на рассеивание которого влияют ветер, турбулентность вокруг стояков, плотность газа и начальный импульс утечки.

Различают три основные категории утечки газа:

- утечка, имеющая препятствие для распространения и находящаяся вблизи райзерной платформы и технологических установок;

- утечка в атмосферу на технологических установках;

- подводная утечка.

На платформе ЯР-З мгновенный пожар может произойти при двухфазной утечке, попутный газ будет выделяться из флюида и формировать воспламеняемое облако, которое потенциально может вызвать мгновенный пожар. В попутном газе содержится в основном метан.

Рассчитано, что уровень тепловой радиации, который вызывает неизбежные смерти, составляет 37,5 кВт/м и выше. Этот уровень достигается вблизи края «лужи». Таким образом, можно определить, что смертельный район является районом «лужи», и вероятность неизбежных смертей следующая:

Однако считается, что нефтяные лужи развиваются более постепенно, чем газовые струи, и люди могут видеть их и эвакуироваться до воспламенения.

Согласно данному исследованию, при сильном взрыве с избыточным давлением 0,35 бар вероятность взрыва средней и большой утечки равна 5% и 25% соответственно.

Пятая глава посвящена к оценке риска от углеводородных событий и мероприятию по снижению риска.

Все углеводородные события от технологической зоны, стояков, классифицируются по степени влияния на персонал и металлоконструкции. Определены 6 видов событий:

- сильный взрыв;

- пожар в многих модулях;

- распространяющийся пожар в одном модуле;

- средний пожар;

- небольшой пожар;

- не воспламенённая утечка.

В плане влияния на человек, смертельные случаи анализируются на трех этапах:

- моментальная смерть: Происходит в время происхождения аварии; воздействие столь быстрое что человек не успевает спастись;

- смерть при спасении от аварии: при воздействии на персонал во время покидания им зоны аварии;

- смерть при эвакуации: при воздействии на персонал жилой зоне или при эвакуации с платформы, зависит от многих факторов и будет анализировать далее.

Расчетный суммарный средний индивидуальный риск от всех видов событий равна и он ниже приемлемого уровня риска (7,4*10" в год).

Риск ухудшения функции безопасности ниже, чем приемлемый уровень л риска - 10" /год. В соответствии с результатами, риск от «сильного взрыва» составляет 7,82*10"6/год, от «пожара в многих модулях» 5,77*10~6/год и от «распространяющийся пожара в одном модуле» 1,54*10"5/год, суммарный

5 3 риск ухудшения 5,68*10" /год, что ниже приемлемого уровня риска - 10" /год.

Мероприятия по сокращению рисков нацелены с одной стороны на снижение частоты аварий, с другой на сокращение последствий от аварий [6, 45].

В главе анализируется насколько возможные модификации и улучшения, снизят величину риска. Это достигается установкой дополнительного оборудования, улучшение состояния производственного оборудования или изменение рабочих процедур.

Мероприятия по сокращению рисков нацелены с одной стороны на снижение частоты аварий, с другой на сокращение последствий от аварий.

Если мероприятие по снижению риска по огневым работам выполнено, то средний индивидуальный риск от аварий в технологической зоне с применением мероприятия составит 2,12 • 10~6, т.е. сокращение риска на 46% относительно исходного риска от технологической зоны (3,93-10~6), а общий индивидуальный риск составит 3,89-10~5, сокращение риска на 5% относительно исходной величины риска (4,07 ■ 10~5).

Средний индивидуальный риск с защищенным клапаном составит 3,78-10 6, процентное сокращение составит 5% относительно исходного значения 3,93-10-6, а суммарный индивидуальный риск составит 4,05-Ю-3, процентное сокращение на 1% относительно исходного риска (4,07-10~5). Процентное сокращение риска не велико, но данное мероприятие значительно увеличивает возможность локализации аварии и сокращает вероятность эскалации аварийной ситуации.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. На основе исследований аварий и происшествий, произошедших на морских гидротехнических сооружениях, предложены формулы для расчета частоты утечек из стояка, трубопровода и при выбросе продукции в подводной зоне и в районе фонтанной арматуры. Частоты утечек соответственно 4,69-10"4, 2,94-10"4, 7,08-10"5 и 2,51-10"5 в год.

2. Определены средний индивидуальный риск для морских стационарных платформ, составляющий 7,4-10"4 в год, приемлемый (10"5) и неприемлемый (Ю"3) уровни риска.

3. Разработаны методы моделирования и оценки риска возможных аварий, на основе которых выполнен количественный анализ риска возможных аварий: от сильного взрыва - 7,82-10"6/год, от пожара во многих модулях -5,77-10"6/год и от распространяющегося пожара в одном модуле - 1,54-10" 5/год. Суммарный риск ухудшения функции безопасности составляет 5,68-10" 5/год.

4. Предложены мероприятия по снижению риска аварий при эксплуатации морских гидротехнических сооружений, позволяющие снизить величину суммарного риска до 1,84-10"4/год.

1. Аванесов B.C., Александров А.Б., Балаба В.И., Мартынюк В.Ф. и др. Аварии и несчастные случаи в нефтяной и газовой промышленности России. / Под ред. Дадонова Ю.А., Кершенбаума В.Я. - М.: AHO «Технонефтегаз»,2001.-213 с.

2. Аванесов B.C., Александров А.Б., Александров А.И., Мартынюк В.Ф. и др. Анализ аварий и несчастных случаев в нефтегазовом комплексе России. / Под ред. Прусенко Б.Е.,. Мартынюка В.Ф. М.: ООО «Анализ опасностей»,2002.-310 с.

3. Анализ частот реализации сценариев и причин крупных аварий на объектах нефтегазовой индустрии. Миронюк С.Г., Гальченко С.А. Безопасность жизнедеятельности. 2002, №12, С. 11-14.

4. Антипьев В.Н., Цепенков С.О. Об одном методе расчета количества опасного вещества в аварийном выбросе. //«Безопасность труда в промышленности», № 4, 2004. С. 42-46.

5. Антипьев В.Н., Налобина Е.В., Смирнов А.Ю., Цепенков С.О. Идентификация внутрипромысловых трубопроводов как опасных производственных объектов. В журн. «Безопасность труда в промышленности», №7, 2005. - С. 42 - 46.

6. API RP 14С Практические рекомендации по анализу, проектированию, установке и испытаниям основных поверхностных систем безопасности для морских добывающих платформ, API, Практические рекомендации 14С (RP 14С), Изд. 5, 1994.

7. База данных по HSE (Здоровье, Безопасность и Охрана окружающей среды) авариям в Великобритании (включена в Программное обеспечение LEAK 3.1).

8. Балабанов И.Т. Риск-менеджмент. М., 1996.

9. Баратов А.Н., Пчелинцев В.А. Пожарная безопасность. М.: Изд-во АСВ, 1997.

10. Безопасность жизнедеятельности. /Под ред. С.В.Белова. 2-е изд. М.: Высшая школа, 1999.

11. Безопасность жизнедеятельности. Безопасность технологических процессов и производств (Охрана труда). /П.П.Кукин, и др. М.: Высш. шк., 1999.

12. Богославская C.B., Зуева А.Ю., Пименов C.B. Количественная оценка риска транспортировки нефти в мелководной зоне континентального шельфа /Архитектура, строительство и экологические проблемы: Сб. регион, конф. -Волгоград, ВолгГАСУ. 2008. - С. 65-66.

13. Бюллетень Форума Е&Р No. 11.8/250, Октябрь 1996.

14. Бюллетень No. 11.4/180, Май 1992.

15. Вяхирев Р.И., Никитин Б.А., Мирзоев Д.А. Обустройство и освоение морских нефтегазовых месторождений. 2-е изд., доп.- М.: Издательство Академии горных наук, 2001.

16. Гендель Г.Л., Клейменов A.B. Концепция выбора мероприятий, повышающих уровень безопасности нефтегазовых производств // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2004. - № 8. - С. 11-14.

17. Гендель Г.Л., Киселев С.Ю., Клейменов A.B. Моделирование процесса аварийного истечения жидких углеводородов из магистральных и промысловых продуктопроводов // Современные наукоёмкие технологии.2005.-№ И.-С. 31-32.

18. ГОСТ 12.1.010-76 ССБТ. Взрывобезопасность. Общие требования.

19. ГОСТ 12.1.004-91 ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования.

20. Дадонов Ю.А., Емельянов E.H., Кловач Е.В., Мартынюк В.Ф. и др. Российско-норвежское сотрудничество в области безопасности добычи нефти и газа на континентальном шельфе // Безопасность труда в промышленности. 1997. -№12.-С. 56-59.

21. Дадонов Ю.А., Мартынюк В.Ф., Ткаченко В.А. Категорирование взрывоопасных зон в нефтегазовой промышленности. // Безопасность труда в промышленности. 2000. - № 1. - С. 44-47.

22. Дадонов Ю.А., Мартынюк В.Ф. Категорирование взрывоопасных зон в нефтегазовой промышленности // Безопасность жизнедеятельности. 2001. -№ 11.-С. 6-12.

23. Елохин А. Анализ и управление риском: теория и практика. М., 2000.

24. Закон РФ «О безопасности гидротехнических сооружений». Собрание законодательства Российской Федерации, 1997 г., № 30.

25. Иванов А. Классификация рисков // Риск. 1996. № 6-7.

26. Идентификация источников промышленной опасности и оценка риска аварий. // Партнеры и конкуренты. Дмитрук В.И., Гальченко С.А. 2004, №10, С. 16-18.

27. Кархов А., Максименко Б. Экономические принципы концепции приемлемого риска//Вопросы экономики. 1992. № 1.

28. Качалов P.M. Управление риском на производственном предприятии //Предприятие в условиях рыночной адаптации: анализ, моделирование, стратегия. М., 1996.

29. Киселев С.Ю., Клейменов A.B., Гендель Г.Л. Методика моделирования аварийного истечения жидких углеводородов из магистральных и промысловых продуктопроводов // Нефтепромысловое дело. 2006. - № 12. - С. 27-33.

30. Киселев С.Ю., Клейменов A.B., Гендель Г.Л. Построение модели аварийного истечения жидких углеводородов из продуктопроводов // Нефтепромысловое дело. 2007. - № 12. - С. 84-85.

31. Клейменов A.B., Гендель Г.Л. Диагностика оборудования -эффективный способ снижения экологической опасности нефтегазовых промыслов // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2003. - № 2. - С. 9-10.

32. Клейменов A.B., Гендель Г.Л. Методика оценки эффективности решений по снижению техногенного риска газопромысловых объектов //Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2005. - № 5. - С. 39-42.

33. Клейменов A.B., Гендель Г.Л., Рахман Г.С. Идентификация техногенных рисков на нефтепродуктопроводах // Достижения, проблемы, перспективы. Оренбург: ИПК «Газпромпечать» ООО «Оренбурггазпромсервис», 2002. - С. 133-138.

34. Козлитин A.M. Совершенствование методов расчета показателей риска аварий на опасных производственных объектах /A.M. Козлитин //Безопасность труда в промышленности. 2004. №10. С. 35 42.

35. Козлитин A.M. Методы расчета риска техногенных аварий /A.M. Козлитин //Вестник Саратовского государственного технического университета. 2004. №4(5). С. 58 64.

36. Козлитин A.M. Теоретические основы и практика анализа техногенных рисков. Вероятностные методы количественной оценки опасностей техносферы / A.M. Козлитин, А.И. Попов, П.А. Козлитин. Саратов: СГТУ, 2002. 180 с.

37. Козлитин A.M. Анализ методик оценки последствий взрывов на потенциально опасных объектах техносферы / A.M. Козлитин, А.И. Попов,

38. П.А. Козлитин // Устойчивое экологическое развитие: региональные аспекты: Междунар. науч. сб. Саратов: СГТУ, 2001. С. 34-62.

39. Ле Минь Туан, A.A. Алексаньян, М.М. Велиев. Моделирование последствий утечек углеводородов // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. 2010. - Вып. 4 (82). -С. 133-138.

40. Jle Минь Туан, A.A. Алексаньян, М.М. Велиев. Безопасность эксплуатации морских нефтегазопромысловых сооружений месторождений СП «Вьетсовпетро» // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. 2011. - Вып. 2 (84). -С.

41. Луман Н. Понятие риска // THESIS. 1994. № 5.

42. Мартынюк В.Ф., Гельфанд Б.Е., Бабайцев И.В., Сафонов B.C. Методики оценки последствий промышленных аварий и катастроф. Возможности и перспективы // Безопасность труда в промышленности. -1994-№8.-С. 9-19.

43. Мартынюк В.Ф., Лисанов М.В., Кловач Е.В., Сидоров В.И. Анализ риска и его нормативное обеспечение // Безопасность труда в промышленности. 1995. - № 11. - С. 55-62.

44. Мартынюк В.Ф. Алгоритм анализа риска пожаро-, взрывоопасного объекта // Безопасность жизнедеятельности. 2007. - № 11. - С. 42-49.

45. Материалы учебного курса. DNV, сентябрь 1996г.

46. Мокшаев А.Н., Гендель Г.Л., Клейменов A.B. Основные положения инженерной методики оценки последствий пожаров разлитой // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2006. - № 6. - С. 63-65.

47. Морские гидротехнические сооружения на континентальном шельфе: Учеб. Г.В.Симаков, К.Н. Шхинек, В.А.Смелов и др. Д.: Судостроение, 1989.

48. Нгуен В.З., Ибрагимов И.Г., Гареев А.Г., Латыпова Г.И. Коррозия и защита от коррозии конструкций морских нефтепромысловых сооружений на шельфе юга Вьетнама// Нефтегазовое дело. -2007.-Т.5, №2.

49. Нгуен В.З., Гареев А.Г. Коррозия нефтяных месторождений СП «Вьетсовпетро»// Инновационно промышленный форум: тез. докл. конф. «Коррозия металлов, предупреждение и защита». - Уфа: Промэкспо, 2006. -С. 116-117.

50. Новиков С.М. Алгоритмы расчета доз при оценке риска, обусловленного многосредовыми воздействиями химических веществ /С.М. Новиков. М.,1999. - 528 с.

51. Особенности оценки риска аварий на объектах разведки и добычи нефти на морском шельфе. В.В. Кабаков, O.A. Макаров, О.В. Макарова, O.A.

52. Порядина. Материалы 3-й Всероссийской научно-практической конференции "Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа", г. Томск, 20-24 сентября 2004г., С. 150-153.

53. Оценка последствий при авариях с образованием огневого шара на объектах нефтегазового комплекса. Гальченко С. А. Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2001, №3, С. 31-33.

54. ПБ 09-170-97. Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств. М.: ПИО ОБТ, 1999.

55. Перелет P.A., Регреев Г.С. Технический риск и обеспечение безопасности производства. М., 1998.

56. Пожарная безопасность. Взрывобезопасность./Под ред. А.Н.Баратова.- М.: Химия, 1987.

57. Предупредить беду: о разработке и внедрении управления производственными рисками. И.С. Широков, И.А. Ксенофонтов, Д.В. Шлыков, C.B. Чернов. // Охрана труда и социальной страхование, № 1, 2003. -С. 6-10.

58. Проблемы анализа и управления риском аварийных ситуаций на объектах нефтегазодобычи. // Проблемы безопасности и ЧС. Гальченко С.А., Матвиенко Ю.Г. 2005, №4, С. 25-37.

59. Проблема выбора критериев приемлемого риска. А.Н. Елохин, A.A. Елохин. Материалы IX Всероссийской научно-практической конференции по проблемам защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций. М.: ЦСИ ГЗ МЧС России, 2004, С. 281-292.

60. Пуликовский К.Б., Ларионов В.И., Кумохин В.Г. и др. Анализ риска от аварийных разливов нефти на трубопроводной системе «Сахалин-2». М.: ЦИЭКС, 2006. - 47 с.

61. Пуликовский К.Б., Щепкин A.B. Комплексная оценка соответствия опасных производственных объектов требованиям безопасности // Безопасность труда в промышленности. 2007. - № 2- С. 5-9.

62. Сафаров A.M., Колчина А.А, Шайдулина Г.Ф., Сафарова В.И., Теплова Г.И., Шихова Л.К., Кудашева Ф.Х. Миграция нефти в воде при авариях на подводных нефтепроводах // Вестник Башкирского Университета,- № 2, 2005 г.- С. 71-73.

63. Солодовников A.B., Тляшева P.P. Моделирование рассеивания газообразных веществ // Мировое сообщество: проблемы и пути решения: сб. науч. ст. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2005. - №17. - С. 52-54.

64. Суворова В.В., Мартынюк В.Ф., Грудина С.А. О выборе допустимого индивидуального риска // Безопасность жизнедеятельности. 2005. - № 6. -С. 36-39.

65. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.97 г., № 116-ФЗ.

66. Хенли Э.Дж., Кумамото X. Надежность технических систем и оценка риска. М.: Машиностроение, 1984.

67. Хованов Н.В. Математические модели риска и неопределенности. СПб.: СПбГУ, 1998.

68. Худякова Л.П. Система обеспечения безопасности эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов, работающих в агрессивных средах. Автореферат диссертации на соискание ученой степени докторатехнических наук. Уфа 2008.

69. Шайбаков Р.А., Абдрахманов Н.Х., Кузеев И.Р., Симарчук А.С. Расследование аварийных ситуаций: новые методы и подходы // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2008. - № 3. -С.110-121.

70. Черноплеков А.Н. Основы промышленной безопасности /Черноплеков А.Н., Глебова Е.В. // М.: Проспект, 2005. 128с.

71. Цепенков С.О. Идентификация промысловых трубопроводов как опасных производственных объектов. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Тюмень -2006.

72. Шайхулов С.Ф. Оценка остаточного ресурса безопасной эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов с твердыми прослойками. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа 2007.

73. A guide to the Offshore Installations (Safety Case) Regulations 1992, UKHSE

74. Anthony R.N., Dearden J.M. Management Control System: Text and Cases. Homewood, 1976.

75. Barlow D. The evolution of Risk Managememe//Risk Management. 1993.

76. Beard R.E., Penticainen Т., Personen E. Risk theory. Methuen, London, 1969.

77. Bernstein PL. The New Religion of Risk Management/VHarvard Business Review. 1996. V.74.

78. Bbhlman H. Mathematical methods in risk theory. New York, 1970.

79. Defining the maximal undesirable event in ammonia producing plant risk analysis. Elokhin A.N., Shiryaeva V.V., Mamontov V.A. Chemical and Petroleum Engineering, Vol. 39, Nos. 3-4, 2003, p. 179-185.

80. Dickson G., Cassidy D., Gordon A and Wilkinson S. Risk Management. London, 1991.

81. DNV Technica Training Course Manual for Oil and Natural Gas Corporation Ltd. Institute of Engineering and Ocean Technology. September 1996.

82. Estimated Rise Associated with Oil Production Operations in the Baltic Sea / Оценка риска нефтяных операций в Балтийском море (на русском и английском языках). А.В. Лебедев, И.А. Заикин. Eurasia Offshore №1, 2004 г., стр. 72-75.

83. Hydrocarbon leak and ignition database, Report No. 11.4/180, May 1992.

84. ISO 13819-1 Нефтяная и газовая промышленность Шельфовые сооружения. Часть 1. Общие положения, 1995

85. ISO/DIS 19901-1 Нефтяная и газовая промышленность -Специальные требования к шельфовым сооружениям. Часть 1. Проектирование с учетом условий окружающей среды и условия эксплуатации, 2002 (на стадии разработки.

86. OREDA 97. September 1996. Пакет компьютерных программ по интенсивностям и видам отказов в морских условиях.

87. Protecting from industrial risks: The LUKOIL experience of insurance protection from industrial risks. A. Yelokhin. Quartely Magazine , №3, 2004, p.55-57.

88. Rawls S.W., Smithson C.W. Strategic Risk ManagementV /Journal of Applied Corporate Finance. 1990. V. 2(4).

89. Risk-Based Inspection Base Resource Document API Publication 581, first edition, May 2000.

90. Risk Based Inspection of Offshore Topsides Static Mechanical Equipment Recommended Practice DNV-RP-G101, January 2002.

91. SINTEF Reliability Data for safety Instrumented Systems, PDS Data Handbook, 2003 Edition.

92. Quantitative risk assessment data sheet directory E&P Forum report No. 11.8/250, October 1996.

93. The criteria of acceptable risk in Russia. A.N. Yelokhin, YU.I. Sizov and YU.V. Tshovrebov. Journal of Risk Research 7 (6), 609-612 (September 2004).

94. Troy E. A Rebirth of Risk Management //Risk Management. July. 1995.

95. Witlox H.W.M. Unified Dispersion Model (UDM). Theory Manual. Consequence Modelling Documentation (UDM Version 6.0, January 2000).-119p.

96. Witlox H.W.M., Holt Adrian. Unified Dispersion Model, Verification Manual. Consequence Modelling Documentation (UDM Version 6.0, January 2000).- 140p.

97. JFSH (Jet fire). Theory document, DNV softvare. 2005.-53p.