Снижение опасностей при нарушении герметичности подводных нефтепроводов

• Автор: Идрисова, Карина Робертовна
• Шифр специальности: 25.00.19, 05.26.03
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2004
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 122 с. : ил.

Введение
1 Анализ литературных данных по аварийности подводных нефтепроводов и средствам локализации и сбора нефти с поверхности водоемов

1.1 Обзор информации об аварийности эксплуатируемых подводных

переходов нефтепроводов через водные преграды

1.2 Анализ методов и средств локализации и сбора нефти с поверхности воды

2 Методология оценки риска аварий на подводных переходах магистральных нефтепроводов

2.1 Идентификация опасностей возможных аварий

2.2 Методика расчета объема выхода нефти при авариях на подводных нефтепроводах

3 Экспериментальные исследования всплытия нефти в водном потоке при авариях на подводных трубопроводах
3.1 Исследования распространения нефти в толще речного аллювия и в придонном слое речного потока
3.2 Исследования процесса всплытия нефти от дна реки до поверхности воды в речном потоке
3.3 Экспериментальные исследования локализации нефти в водном потоке на моделях боновых заграждений
3.3.1 Исследования разбегания распространения нефти при выходе на поверхность воды
3.3.2 Исследование кинематики поверхностного течения при взаимодействии потока с преградой боновыми заграждениями.
3.4 Исследование условий взаимодействия двухфазного потока жидкости с плоской преградой
3.4.1 Методика проведения эксперимента
3.4.2 Модель взаимодействия двухфазного безнапорного течения жидкости с плоской преградой
3.5 Загрязнение берегов при распространении нефти на малых реках 4. Исследования условий распространения и параметров всплывающей нефтяной струи в речном потоке при авариях на подводном трубопроводе
4.1 Распространение всплывающей нефтяной струи в сносящем потоке воды
4.2. Моделирование распространения струи нефти в сносящем потоке воды
4. 3. Расчет параметров круглой плавучей струи нефти в сносящем по
токе воды
5. Опытнопромышленная отработка методов локализации и сбора разлитой нефти с поверхности воды на водотоках
5.1.Опыт локализации нефти на водотоках установкой боновых заграждений типа Уж2М
5.2. Разработка Правил аварийного ремонта подводных нефтепроводов и ликвидации последствий аварий
Основные выводы
Библиографический список использованных источников
ВВЕДЕНИЕ


На основе экспериментальных данных определена критическая толщина слоя нефти перед преградой. Рекомендованы технологические решения и обоснованы параметры по локализации нефтяного потока в потоке воды. Предложен расчетный метод определения геометрических и пространственных параметров нефтяной струи при истечении ее из дефектного отверстия и всплытии в водотоке. Результаты, полученные в работе, позволяют определить уточненные объемы выхода нефти с учетом фактических условий истечения. На основе данных лабораторных и экспериментальных исследований возможна оценка загрязнения береговой зоны водного объекта при аварийном разливе нефти. Результаты научных исследований нашли практическое применение в руководящем документе Правила аварийного ремонта подводных переходов магистральных нефтепроводов и ликвидации последствий аварий. Результаты работы реализованы в 3 нормативнотехнических документах и внедрены при техническом обслуживании и ремонте подводных переходов магистральных нефтепроводов на предприятиях магистрального транспорта нефти. III конгрессе нефтегазопромышленников России, г. Уфа, г. Нефть и газ на старте XXI века, г. Уфа, г. Технологии ликвидации последствий аварийных разливов нефти и нефтепродуктов, г. Новополоцк, г. Диссертация заслушана на расширенном заседании методического совета отдела Безопасность сложных технических систем ГУЛ ИПТЭР и рекомендована к защите. Вопросы обеспечения безопасности и надежности подводных переходов нефтепроводов через водные преграды не теряют своей актуальности и в настоящее время. Прежде всего, это связано с их малой ремонтопригодностью и большим ущербом окружающей природной среде в случае возможных аварий. К настоящему времени только в системе ОАО АК Транснефть эксплуатируется около ниток на более 0 переходах через реки шириной по зеркалу воды более м, протяженностью, включая пойменные участки, порядка км. Срок службы большей части эксплуатируемых 1И1МН в настоящее время превысил амортизационный рисунок 1. Рисунок 1. ППМН размещены практически во всех климатических зонах страны. Пересекаемые нефтепроводами реки различаются по гидроморфологическим и другим особенностям. На диаграмме рисунка 1. ППМН в зависимости от ширины пересекаемой водной преграды. Рисунок 1. Эксплуатация подводных переходов магистральных нефтепроводов, как и любой сложной технической системы, не исключает возможность возникновения отказов и аварий. Причины возникновения аварийных ситуаций на подводных участках трубопровода можно объединить в две группы внешние и внутренние. К внешним относятся причины, связанные с производственнохозяйственной деятельностью человека включая судоходство, рыболовство, производство земляных работ в районе прокладки трубопровода или же обусловленные природными условиями переформированием дна водоема, эрозией, оползнями, стихийными бедствиями землетрясениями, ураганами, штормами. Наиболее характерной причиной отказов подводных трубопроводов, обусловленной природными условиями, является оголение трубопровода в результате переформирования ложа водоема. При этом, как показывает опыт эксплуатации, разрушение размытого трубопровода практически неизбежно. Внутренние причины отказов обусловлены различными процессами, происходящими в самом трубопроводе. К ним относятся коррозионные процессы на внутренней стенке труб, динамические процессы в материале стенок, а также гидравлические процессы, сопровождающиеся возникновением волн давления при изменении режимов работы трубопровода. При наличии потенциально опасных мест, таких как дефектные участки сварных швов, усталостные трещины стенок или коррозионные повреждения, возможно разрушение стенок трубопровода в этих местах. При сравнительном анализе различных конструктивных схем подводных трубопроводных систем, включая нефтегазопроводы, определяющими критериями являются показатели эксплуатационной и экологической надежности. Эти показатели могут быть рассчитаны с помощью вероятностных моделей, построенных на основании обработки статистических данных, полученных при эксплуатации трубопроводов.