WWW.DISUS.RU

БЕСПЛАТНАЯ НАУЧНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

 

Повышение безопасности магистральных нефтепроводов на участках пересечений с активными тектоническими разломами

УДК 622.692.4 На правах рукописи

Сущев Тимофей Сергеевич

ПОВЫШЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ НА УЧАСТКАХ ПЕРЕСЕЧЕНИЙ С АКТИВНЫМИ ТЕКТОНИЧЕСКИМИ РАЗЛОМАМИ

Специальности 25.00.19 – Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ,
05.26.03 – Пожарная и промышленная безопасность (нефтегазовый комплекс)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Уфа 2010

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»), г. Уфа и ООО «Центр исследований экстремальных ситуаций» (ООО «ЦИЭКС»), г. Москва

Научный руководитель – доктор технических наук, профессор Александров Анатолий Александрович
Научный консультант – доктор технических наук, профессор Ларионов Валерий Иванович
Официальные оппоненты: – доктор технических наук, профессор Азметов Хасан Ахметзиевич
– доктор технических наук, профессор Кузеев Искандер Рустемович
Ведущая организация – ОАО «Институт «Нефтегазпроект», г. Тюмень

Защита диссертации состоится 1 октября 2010 г. в 1530 на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 1 сентября 2010 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук Л.П. Худякова

Общая характеристика работы

Актуальность темы. При выборе трасс нефте- и газопроводов часто не удается избежать пересечения с активными разломами, по которым при землетрясениях возможны единовременные смещения до нескольких метров, представляющие существенную опасность для трубопроводов.

Строительство трубопроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО-I) осуществляется именно в таких сложных природных условиях. Значительная часть трассы нефтепровода прокладывается в зонах воздействия опасных природных явлений и процессов, высокую опасность из которых представляют сейсмические воздействия.

Анализ существующих нормативных и литературных источников показал, что в настоящее время не существует методов определения напряженно-деформированного состояния (НДС) трубопровода на участках активных тектонических разломов (АТР). В работах отсутствуют обоснования протяженности траншей с пологими откосами и рекомендации по обоснованию мест установки дополнительной запорной арматуры по границам участков тектонических разломов. В нормативной литературе отсутствуют методические рекомендации по анализу риска аварий на магистральных нефтепроводах, пересекающих тектонические разломы.

В связи с этим актуальной является разработка комплекса методов и мероприятий по обеспечению безопасности нефтепроводов на участках пересечений с тектоническими разломами.

Цель работы – повышение безопасности магистральных нефтепроводов на участках пересечений с активными тектоническими разломами на основе развития методов расчета напряженно-деформированного состояния, проведения мероприятий по защите нефтепровода и совершенствования методов анализа риска.

В диссертационной работе решена научная задача, состоящая в выявлении закономерностей динамики трубопровода при сейсмическом воздействии и разработке рекомендаций по повышению его безопасности.

В соответствии с поставленной целью были решены частные исследовательские задачи.

Задачи исследований

  1. Оценить существующие методы обеспечения безопасности трубопроводов на участках активных тектонических разломов.
  2. Разработать методы расчета нефтепровода на прочность при смещении плит земной коры в зоне разлома одновременно с воздействием сейсмической волны.
  3. Создать программное обеспечение расчета НДС трубопроводов на участках тектонических разломов.
  4. Разработать мероприятия по повышению безопасности нефтепровода в зоне разлома.
  5. Развить методы анализа риска аварий нефтепроводов на участках тектонических разломов и оценки эффективности мероприятий по обеспечению их безопасности.

Методы решения поставленных задач. Поставленные задачи решались с применением методов математического анализа, численного моделирования, теории вероятностей, математической статистики, а также методов конечных элементов и ГИС-технологий.

Объектом исследований являются линейные элементы систем магистральных нефтепроводов, пересекающие активные тектонические разломы.

Предметом исследований являются методология и решения по повышению безопасности нефтепроводов на участках сложных геологических условий.

Научная новизна

1. Выявлены закономерности определения НДС трубы, учитывающие динамику трубопровода при смещении плит земной коры в зоне разлома в результате сейсмического воздействия.

2. Получены зависимости НДС трубы от величины смещения плит в зоне разлома, интенсивности сейсмического воздействия и эксплуатационных характеристик трубопровода.

3. Обоснованы зависимости по определению протяженности траншей с пологими откосами и места установки дополнительной запорной арматуры в зоне разлома.

4. Предложена аналитическая зависимость оценки частоты аварий в зоне разлома.

На защиту выносятся

  1. Динамический метод и программные средства расчета нефтепровода на прочность в зоне тектонических разломов.
  2. Квазидинамический метод и программные средства расчета нефтепровода на прочность в зоне тектонических разломов.
  3. Мероприятия по повышению безопасности нефтепроводов в зоне разлома.
  4. Методы анализа риска аварий и оценки эффективности мероприятий по защите нефтепровода в зонах активных тектонических разломов.

Достоверность результатов исследований. Решение основных задач базировалось на современных методах механики разрушения, упругопластических моделях материала труб и грунта. Напряженно-деформированное состояние трубопровода в зоне разлома определялось численным интегрированием систем уравнений волновой динамики сплошной неупругой среды в синтезе с соотношениями динамики трубы при аппроксимации уравнений на основе метода конечных элементов.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Значимость для практики заключается в разработке алгоритмов, программных средств, мероприятий по повышению безопасности нефтепроводов на участках пересечения с активными тектоническими разломами.

Результаты диссертационной работы использовались при разработке проектов строительства магистрального нефтепровода ВСТО-I.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались на международных и всероссийских научных конференциях, в том числе:

  • Всероссийской научно-практической конференции «Техносферная безопасность, надежность, качество, энергосбережение» (Ростов-на-Дону, РГУ, 2006);
  • XV Международной конференции «Проблемы управления безопасностью сложных систем» (Москва, РГГУ, 2007);
  • XLIV Всероссийской конференции по проблемам математики, информатики, физики и химии (Москва, РУДН, 2008);
  • научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (Уфа, ИПТЭР, 2010).

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 7 печатных работ, в том числе 3 работы в ведущих рецензируемых изданиях и журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав и основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 109 наименований, изложена на 114 страницах машинописного текста, содержит 32 рисунка и 27 таблиц.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цель работы и задачи исследований, показаны научная новизна и практическая ценность работы.

Первая глава посвящена анализу существующих методов обеспечения безопасности трубопроводов на участках активных тектонических разломов. Исследованию воздействия опасностей на нефтепроводы, разработке методов расчёта на прочность, смягчения последствий и снижения рисков посвящены работы отечественных учёных: Азметова Х.А., Айнбиндера А.Б., Александрова А.А., Гумерова А.Г., Гумерова К.М., Зайнуллина Р.С., Зарипова В.А., Иванцова О.М., Идрисова Р.Х., Коробкова Г.Е., Коршака А.А., Котляревского В.А., Кузеева И.Р., Ларионова В.И., Лисанова М.В., Лурье М.В., Мазура И.И., Мусаева В.К., Новосёлова В.Ф., Тугунова П.И., Хренова Н.Н., Чичелова В.А. и др.

В литературных источниках отмечается, что блоки земной коры по тектоническим разломам при землетрясениях могут смещаться в вертикальном направлении до 8 м, а в горизонтальном – до 4 м. Длина разрыва может достигать 80 км.

На основе анализа нормативной литературы и других работ сделаны выводы:

  • в настоящее время не существует методов определения НДС трубопровода на участках активных тектонических разломов;
  • отсутствует обоснование протяженности участков, прилегающих по обе стороны от границ тектонических разломов, в пределах которых осуществляются конструктивные решения;
  • отсутствуют обоснования мест установки линейной запорной арматуры с каждой из сторон перехода через разлом;

– существующие методики анализа риска аварий на нефтепроводах не учитывают особенности их прокладки в зонах АТР.

Все частные противоречия можно свести к общему противоречию, состоящему в несоответствии методического обеспечения проектирования нефтепроводов в зонах активных тектонических разломов современным требованиям безопасности магистральных нефтепроводов.

В связи с этим актуальными являются исследования по повышению безопасности магистральных нефтепроводов на участках АТР.

Во второй главе рассмотрены результаты исследований по разработке динамического метода расчета нефтепровода на прочность в зоне тектонических разломов.

Метод основан на соотношениях неодномерной динамики сплошной среды. Неодномерный подход к динамическому методу расчета позволяет с высокой степенью детализации аппроксимировать геометрию объекта и геологии с распределением свойств материалов сооружения и грунтовой среды. Динамические нагрузки на трубу возникают в процессе ее взаимодействия с сейсмическими волнами в среде и возмущениями при смещении плит земной коры в тектоническом разломе.

В области решения допустимы зоны со свойствами, соответствующими различным моделям сред. Для указанных условий применялась упругопластическая модель Григоряна, учитывающая пластичность грунтов при динамическом нагружении.

При расчете трубы на интенсивные сейсмические воздействия использовалась упругопластическая модель материала мейзинг-типа. В моделях такого класса кроме деформационного упрочнения учтены петли гистерезиса.

Динамика деформируемых трубных конструкций, «впаянных» в массив сплошной среды, анализируется на основе уравнений для кривого бруса.

Уравнение динамического равновесия элемента трубы () конструкции в векторной форме имеет вид

, (1)

где – векторная функция, фиксирующая срединную поверхность конструкции; S – скалярный аргумент (расстояние от начальной точки по кривой); – погонная нагрузка; и – продольная и поперечные силы;
m – погонная масса конструкции.

Расчетные схемы элемента трубы приведены на рисунке 1.

 Схемы к расчету конструкций как стержневых упругопластических -9 Схемы к расчету конструкций как стержневых упругопластических -10
Рисунок 1 – Схемы к расчету конструкций как стержневых упругопластических систем

Система уравнений включает соотношения движения узлов, состояния конструкционных материалов и сред, условия совместности, соотношения для вычисления деформаций и внутренних усилий (изгибающих моментов, продольных сил).

Уравнения динамики контура представляют их аналог для кривого бруса (рисунок 2). В прямоугольной инерциальной системе координат x, y фиксируется начальная геометрия объекта – система узлов и стержней.

а) криволинейный элемент и его стержневой аналог; б) система сил, действующих на узел и элемент Рисунок 2 – Схематизация криволинейного элемента и его стержневого аналога

В узлах центрируются нагрузки, инерция и кинематика, кривизна и изгибающие моменты, в центрах стержней – осевые деформации и усилия, поперечные силы.

Для элементарной зоны контурной части конструкции, содержащей
j-ый узел, имеем систему уравнений движения:

, (2)

Здесь – масса узла как полусумма масс стержней, сходящихся в узел; , – координаты узлов; , – суммы проекций на оси x, y усилий в стержнях, а также внешних сил (включая силы взаимодействия со средой), действующих на зоны съема нагрузок стержней, сходящихся в -ый узел; , – продольные и поперечные силы; – углы наклона стержней к оси ; Pgi – массовые силы, ; – ускорение свободного падения; точки сверху означают производную по времени (для узлов решетки используются те же уравнения, но при отсутствии поперечных сил).

При действии на конструкцию сейсмической волны, распространяющейся с некоторой скоростью в результате взаимодействия с объектом (дифракционного процесса), возникает сложная система подвижной распределенной нагрузки. Расчет сводится к определению движения узлов (координат , и скоростей ,) в последовательные моменты времени интегрированием уравнений движения. Поэтому система распределенных нагрузок взаимодействия сводится к узловым.

Узловые усилия , определяются с учетом набегания волны на внешние конструкции и их дифракционного взаимодействия при взвешивании мгновенных значений давлений на стержни расчетной схемы, сходящиеся в -ый узел. Считается, что для герметичного объекта распределенные нагрузки взаимодействия нормальны к его внешнему (непроницаемому) контуру, а узловые силы приложены по концам стержневых элементов. Через координаты и скорости узлов вычисляются длины и углы наклона стержневых элементов, углы смежности и скорости изменения этих параметров.

Для решения используется акселерограмма после удаления побочных шумов и низкочастотных трендов с применением специализированной программы «ВАLANS». Акселерограмма берется по данным системы сейсмического мониторинга магистрального нефтепровода. Для прогноза возможных последствий может быть использована нормированная на заданную сейсмичность акселерограмма, соответствующая обобщенной сейсмической информации для конкретного района, из банка данных ИФЗ РАН РФ.

При сейсмических воздействиях на магистральный трубопровод рассматривается НДС при продольной и поперечной ориентациях относительно направления распространения сейсмической волны (рисунок 3). Решение выполняется на ПК численным интегрированием системы уравнений волновой динамики сплошной неупругой среды в синтезе с соотношениями динамики трубопровода. Взаимодействие трубопровода с грунтом осуществляется «впаиванием» труб в грунтовый массив на расчетной сетке области решения.

– гидростатическое давление в транспортируемом продукте;
– касательные напряжения; – осевые напряжения Рисунок 3 – Варианты расчетных сейсмических воздействий на магистральный трубопровод

Пример «впаивания» трубной криволинейной конструкции, аппроксимированной ломаной, в грунтовый массив показан на рисунке 4.

 Схематизация подземного трубопровода, «впаянного» в грунтовый-72
Рисунок 4 – Схематизация подземного трубопровода,
«впаянного» в грунтовый массив

Решение уравнений движения узлов дискретной топологически регулярной системы ведется методом Рунге-Кутта второго порядка.

Сейсмические возмущения в форме акселерограмм (изменяющихся со временем ускорений) подаются на узловые массы конструкции, расположенные в области грунтового массива, с учетом продвижения волнового фронта.

На основе полученных закономерностей создана программа «DYNAMIC – S». На рисунке 5 показан пример результатов моделирования волнового действия сейсмики на трубопровод с учетом вертикального смещения плит в тектоническом разломе.

1 – грунт; 2 – ось трубопровода до разлома; 3 – стабилизированное положение трубопровода после разлома; пролет провисания 100 м Рисунок 5 – Расчетная схема и результат моделирования динамики трубопровода в зоне вертикального разлома при сбросе породы на глубину 5 м

Результаты расчета суммарного напряжения в сечениях трубы от всех действующих сил, включая вес материала трубы, нефти, грунта, давление в трубе, напряжение от перепада температуры, сейсмическое воздействие, изгиб трубы от смещения плит в зоне тектонического разлома, приведены в таблице 1.

В качестве исходных данных принимались следующие показатели:

  • давление нефти в трубе, Па – 8000000;
  • высота грунта от верхней образующей, м – 1;
  • коэффициент постели грунта, МПа/м – 3;
  • коэффициент постели грунта в месте разлома, МПа/м – 1;
  • модуль упругости стали, H/м3 – 77000;
  • удельный вес нефти, H/м3 – 8700;
  • удельный вес изоляции, Н/м3 – 17600;
  • максимально допустимое напряжение в трубопроводе, МПа – 500;
  • грунты – песчаные средней влажности.

Расчеты проведены для землетрясений интенсивностями 8, 9 и 10 баллов. Смещения плит в разломах принимались равными 2, 3, 4, 5 м. Диаметры труб 1220, 1020 и 820 мм, а толщины стенок труб 26, 29 и 32 мм.

Таблица 1 – Максимальные напряжения в трубе , МПа, при различных
характеристиках трубы и , сейсмического воздействия
и смещения плит в разломе

Диаметр трубы , мм Максимальные напряжения в трубе, МПа
Интенсивность землетрясения, балл
8 9 10
Толщина стенки трубы , мм
26 29 32
Смещение плит в разломе , м
2 3 3 4 4 5
1220 350 420 430 480 500 530
1020 330 390 410 440 470 500
820 310 360 380 410 440 460

Третья глава посвящена разработке квазидинамического метода расчета нефтепровода на прочность в зоне тектонических разломов на основе существующей нормативно-методической базы. Метод учитывает действующие на нефтепровод статические и динамические нагрузки и воздействия:

  • собственный вес трубопровода (трубы, изоляции, футеровки, транспортируемого продукта);
  • давление от веса грунта засыпки;
  • реакции грунта;
  • гидростатическое внутреннее давление в трубе;
  • температурное воздействие;
  • изгиб и удлинение трубопровода при смещении плит земной коры в зоне разлома;
  • сейсмические воздействия в продольном направлении.

Суть метода заключается в том, что расчет на статические нагрузки проводится на основе решения известного дифференциального уравнения продольно-поперечного изгиба трубы, а на нагрузки от сейсмического воздействия – по СНиП 2.05.06-85* с учетом влияния АТР.

Дифференциальные уравнения изгиба решаются методом конечных разностей. Суть этого метода состоит в том, что участок нефтепровода разбивается вдоль оси на равномерную сетку с шагом (рисунок 6) и обозначаются все величины в узловых точках соответствующими индексами 1, 2, 3, …, (i – 1), i, (i + 1), …, производные представляются в виде конечных разностей.

Дифференциальное уравнение изгиба упругой балки преобразуется в систему алгебраических уравнений, где неизвестными являются смещения узлов конечно-элементной сетки Vi, Vi+1, Vi+2 и т.д.

Реакция грунта на трубопровод в процессе решения определяется одновременно с искомыми деформациями трубы. Поэтому применяется метод последовательных приближений. Необходимое количество «приближений» зависит от требуемой точности решения, длины участка трубопровода и других факторов.

 Конечно-элементное представление участка трубопровода -95
Рисунок 6 – Конечно-элементное представление участка трубопровода

Напряжения в прямолинейных подземных трубопроводах при сейсмическом воздействии с учетом вертикального смещения плит в зоне разлома предлагается определять по формуле

, (3)

где – коэффициент, учитывающий долю сейсмического воздействия;

– коэффициент защемления трубопровода в грунте;

– коэффициент, учитывающий ответственность трубопровода;

– коэффициент повторяемости землетрясения;

– сейсмическое ускорение, см/с2;

– модуль Юнга материала трубы;

– преобладающий период сейсмических колебаний грунтового массива, с;

– скорость распространения продольной сейсмической волны вдоль продольной оси трубопровода, см/с, в грунтовом массиве.

Коэффициенты , , , , , определяются по СНиП II-7-81*.

Влияние сейсмического воздействия оценивалось путем сравнения результатов, полученных по динамическому методу расчета нефтепровода (по программе «DYNAMIC – S») и по квазидинамическому методу (по программе «MAGISTRAL»).

Коэффициент при расчетах по программе «MAGISTRAL» изменяли от 0,1 до 1,0. Результаты сопоставления показали, что НДС трубы практически совпадает (max = ± 5,28 %) при коэффициенте
(таблица 2).

Таблица 2 – Максимальные напряжения в трубе , МПа, полученные по программе
«MAGISTRAL»

Диаметр трубы , мм Максимальные напряжения в трубе, МПа
Интенсивность землетрясения, балл
8 9 10
Толщина стенки трубы , мм
26 29 32
Смещение плит в разломе , м
2 3 3 4 4 5
1220 347 427 425 484 508 530
, % ± 0,86 ± 1,67 ± 1,16 ± 0,83 ± 1,60 0
1020 332 406 405 445 470 505
, % ± 0,61 ± 4,10 ± 1,22 ± 1,14 0 ± 1,00
820 312 379 378 414 440 461
, % ± 0,65 ± 5,28 ± 0,53 ± 0,98 0 ± 0,22

Исследовано влияние основных показателей разлома на напряженно-деформированное состояние трубы. В ходе расчетов смещения плит земной коры в разломе принимались равными 1, 2, 3, 4 и 5 м; интенсивности землетрясения 8, 9 и 10 баллов; диаметры труб 820, 1020 и 1220 мм; толщины стенок 22, 24, 26, 29 и 32 мм. Остальные исходные данные принимались в соответствии с главой 2.

Расчеты показали, что основным фактором, влияющим на величину напряжения в растянутой зоне трубы, является изгиб от смещения плит. Другим фактором, влияющим на величину напряжения в трубе, является интенсивность землетрясения. При изменениях интенсивности землетрясения от 8 до 10 баллов напряжение возрастает в 1,2 … 1,4 раза. Изменение диаметра трубопровода с 820 до 1220 мм приводит к повышению максимального напряжения в растянутой зоне в 1,1 … 1,2 раза. Результаты расчетов для нефтепроводов диаметром 1220 мм приведены в таблице 3.

Таблица 3 – Максимальные напряжения (изгиб + растяжение), МПа, в растянутой
зоне трубы диаметром 1220 мм

Смещение h плит в разломе, м Максимальные напряжения, МПа, при толщине стенки трубы, мм
22 24 26 29 32
Интенсивность землетрясения 8 баллов
1 254 235 228 210 203
2 378 354 347 324 316
3 459 434 427 402 395
4 > 500 > 500 470 461 439
5 > 500 > 500 > 500 > 500 > 500
Интенсивность землетрясения 9 баллов
1 277 257 251 232 225
2 401 377 370 347 339
3 482 457 450 425 417
4 > 500 > 500 493 484 462
5 > 500 > 500 > 500 > 500 482
Интенсивность землетрясения 10 баллов
1 322 303 296 278 271
2 447 422 416 392 385
3 > 500 > 500 495 470 463
4 > 500 > 500 > 500 > 500 > 500

В главе 3 даны рекомендации, направленные на повышение безопасности нефтепровода на участках активных тектонических разломов, предусматривающие:

  • увеличение прочности труб;
  • устройство в зоне разлома траншей с пологими откосами определенной протяженности;
  • установку дополнительной запорной арматуры по границам участков тектонических разломов с обоснованием мест её размещения.

Рассмотрим результаты исследований по обоснованию данных рекомендаций.

Рекомендации по расчёту напряжённо-деформированного состояния нефтепровода разработаны на основе методов расчёта, приведённых в главах 2 и 3. Результаты расчётов даны в виде графических зависимостей.

Зависимости учитывают диаметры труб 820, 1020, 1220 мм; толщины стенок 19, 22, 24, 26, 29, 32 мм; величину вертикального смещения плит земной коры в разломе от 1 до 5 м; интенсивности землетрясения 7, 8, 9 и 10 баллов. Пример графических зависимостей приведен на рисунке 7.

Рисунок 7 – Графики зависимости максимального напряжения (изгиб + растяжение)
в растянутой зоне трубы диаметром 1220 мм от вертикального cмещения h плит в тектоническом разломе при землетрясении интенсивностью 9 баллов

В главе обоснована протяжённость траншей с пологими откосами.
В соответствии со специальными техническими требованиями (СТТ) при пересечении нефтепроводом зон АТР выполняются следующие конструктивные решения:

  • траншея устраивается с пологими откосами крутизной 1 : 1,5;
  • заглубление нефтепровода на этих участках принимается минимально допустимым;
  • засыпка нефтепровода в местах тектонических разломов предусматривается крупнозернистым песком.

Результаты расчётов, полученные по программам «DYNAMIC – S» и «MAGISTRAL», дали возможность исследовать деформацию труб в зоне разлома (рисунок 5).

При деформации трубы можно выделить три характерных участка:

- L1 – участок деформации трубы до разлома;

- L – участок деформации трубы в зоне разлома, где происходит основной изгиб трубопровода;

- L2 – заключительный участок деформации трубы.

Учитывая схему (рисунок 5), протяженность траншеи с пологими участками Lтр в каждую сторону от тектонического разлома можно определить суммированием характерных участков деформации:

Lтр = L + L2. (4)

Результаты расчетов по определению длины участка L (для трубы диаметром 1220 мм) приведены в виде графических зависимостей (рисунок 8). В расчётах учитывались параметры:

  • величина вертикального смещения h плит земной коры в разломе от 1 до 5 метров;
  • толщина стенок трубы, принималась равной 19, 22, 24, 26, 29 и
    32 мм;
  • интенсивность землетрясения, составляла 8, 9 и 10 баллов.

Остальные данные по нефтепроводу, нефти и грунту принимались в соответствии с расчётами в главе 2.

Рисунок 8 – Графики зависимости протяжённости участка деформации L трубы от вертикального смещения h плит в тектоническом разломе и толщины стенки для диаметра трубы 1220 мм при землетрясении интенсивностью 9 баллов

На основании расчётов получены значения L1 и L2 (таблица 4).

Таблица 4 – Участки деформации L1 и L2 в зоне разлома для труб диаметрами
820, 1020 и 1220 мм

Участки деформации, м Диаметр труб, мм
820 1020 1220
L1 14 … 17 16 … 20 18 … 29
L2 10 … 15 13 … 18 15 … 19

При обосновании протяжённости траншей с пологими откосами значения L2, приведенные в таблице 4, следует принимать максимальными по величине.

В главе также приведено обоснование мест установки дополнительной запорной арматуры по границам участков тектонических разломов.

На участках нефтепровода в пределах активных тектонических разломов рекомендуется дополнительно устанавливать линейную запорную арматуру с целью минимизации разливов нефти при авариях, обусловленных возможными сейсмическими воздействиями. Выбор мест установки дополнительной линейной запорной арматуры должен быть осуществлен при соблюдении следующих условий:

– запорная арматура должна устанавливаться на трубопроводе за границами прилегающих к разлому участков, в пределах которых возможны деформации трубы;

– линейную запорную арматуру, для минимизации объемов возможных утечек на участках МН в пределах АТР, следует размещать как можно ближе к опасным участкам.

Исходя из перечисленных условий и свойств местности, линейную запорную арматуру следует размещать с одной стороны относительно разлома в месте выше по рельефу или с обеих сторон от границ тектонического разлома. Минимальное расстояние, на котором может быть установлена задвижка, определяется расчетом исходя из деформации трубы:

Lmin = ko (L+ L2), (5)

где k0 – коэффициент ответственности, k0 = 2.

Четвертая глава посвящена развитию методов анализа риска аварий магистральных нефтепроводов на участках активных тектонических разломов.

Главными задачами проведения анализа риска являются:

1) выявление источников и определение степени опасности участков МН, проложенных в зонах АТР, в соответствии с возможными сценариями возникновения и развития аварий;

2) построение полей поражающих факторов при различных сценариях развития аварий;

3) оценка последствий воздействия поражающих факторов аварии на людей и материальные объекты;

4) оценка частоты реализации каждого из сценариев рассматриваемых аварий;

5) обоснование предлагаемых решений по исключению возникновения аварий на участках МН, проложенных в зонах АТР, либо минимизации выбросов нефти в окружающую среду;

6) оценка эффективности решений по повышению безопасности магистральных нефтепроводов.

Оценку частоты возникновения аварий на участках активных тектонических разломов атр предлагается коррелировать с частотой возникновения землетрясения в зоне разлома земл по картам «Общего сейсмического районирования»:

ОСР – 97–А (землетрясение 1 раз в 500 лет);

ОСР – 97 – В (1 раз в 1000 лет) и ОСР – 97 – С (1 раз в 5000 лет).

При оценках частоты атр необходимо также учитывать вероятность выхода разрыва на поверхность Рвых. Вероятность выхода разрыва на поверхность оценивается как отношение числа известных разрыво-образующих землетрясений к общему числу коровых землетрясений. Такие результаты анализа приведены в исследованиях Строма А.Л.

Частота возникновения аварий на магистральном нефтепроводе в зоне активного тектонического разлома без дополнительных мер по повышению безопасности трубопровода включает частоту возникновения землетрясения определенной интенсивности за год в рассматриваемом районе и вероятность выхода сейсмогенного разрыва на поверхность Рвых (B|C) при условии, что наступило землетрясение:

атр = зем·Рвых (B|C). (6)

В качестве показателей, характеризующих эффективность мероприятий по повышению безопасности магистральных нефтепроводов на участках АТР, предлагаются соотношения: ; ; , где и – показатели риска без проведения мероприятий и с учетом проведения мероприятий; и – площади территорий с повышенным риском загрязнения соответственно без учета мероприятий и с учетом мероприятий по повышению безопасности трубопровода; и – ущербы окружающей среде соответственно без учета мероприятий и с учетом мероприятий по повышению безопасности трубопровода.

Эффективность мероприятий по повышению безопасности трубопровода можно оценить также показателем предотвращенного ущерба.

В качестве примера рассмотрены результаты сравнения показателей риска аварий на участке МН Восточная Сибирь – Тихий океан в пределах Южно-Якутского разлома.

Результаты выполненного анализа риска на примере Южно-Якутского разлома показали:

- проведение мероприятий по увеличению прочности нефтепровода позволит до 8 раз снизить риск аварий, почти в 80 раз уменьшить показатели технологического риска и в 16 раз – экологического риска;

- выбор оптимальных мест установки дополнительной запорной арматуры в 1,5 раза снизит технологический риск и почти в 1,4 раза – экологический риск.

Основные выводы и рекомендации

  1. Выполнена оценка существующих методов обеспечения безопасности трубопроводов на участках активных тектонических разломов, на основе которой установлено:
  • в настоящее время не существует методов определения НДС трубопровода на участках активных тектонических разломов;
  • отсутствует обоснование протяженности участков, прилегающих по обе стороны от границ тектонических разломов, в пределах которых осуществляются конструктивные решения;
  • отсутствуют обоснования мест установки линейной запорной арматуры на участках перехода трубопровода через разлом;
  • существующие методики анализа риска аварий на нефтепроводах не учитывают особенности их прокладки в зонах АТР.
  1. Разработан динамический метод расчета нефтепровода на прочность в зоне тектонического разлома, учитывающий динамические нагрузки на трубопровод, возникающие в процессе взаимодействия с сейсмическими волнами в среде и возмущениями при смещении плит земной коры в тектоническом разломе.
  2. Разработан квазидинамический метод расчета на прочность, учитывающий действующие на нефтепровод статические и динамические нагрузки и воздействия.
  3. На основе разработанных методов созданы программные средства и алгоритмы расчетов на прочность нефтепроводов, проложенных на участках активных тектонических разломов:
  • программа «Dynamic-S» для динамического метода расчета;
  • программа «MAGISTRAL» для квазидинамического метода расчета.
  1. Даны рекомендации, направленные на повышение безопасности нефтепровода на участках активных тектонических разломов, предусматривающие:

- увеличение прочности труб;

- устройство траншей в зоне разлома с пологими откосами с обоснованием их протяженности;

- установку дополнительной запорной арматуры в зоне разлома с обоснованием мест ее размещения.

  1. Определены основные задачи проведения анализа риска аварий магистральных нефтепроводов на участках активных тектонических разломов и приведены результаты анализа риска на примере Южно-Якутского разлома с учетом предложенных в работе рекомендаций.

Установлено, что наибольший эффект по повышению безопасности нефтепровода дает комплекс мероприятий по усилению прочностных свойств трубопровода в сочетании с установкой в расчетных местах дополнительной запорной арматуры.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

              1. Мусаев В.К., Ситник С.В., Сущев Т.С., Шиянов С.М. Об авариях на объектах хранения нефтепродуктов // Вестник Российского университета дружбы народов. Серия «Проблемы комплексной безопасности». – 2007. –
                № 4. – С. 69 – 70.
              2. Мусаев В.К., Федоров А.Л., Сущев Т.С., Блинов А.В. О ликвидации последствий природных, техногенных и экологических чрезвычайных ситуаций // Вестник Российского университета дружбы народов. Серия «Проблемы комплексной безопасности». – 2008. – № 1. – С. 27 – 33.
              3. Сущев Т.С. Программное обеспечение системы мониторинга трубопроводов в районах сейсмических воздействий // 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. – Уфа, 2010. – С. 156 – 158.
              4. Ларионов В.И., Сущев Т.С., Авдотьин В.П. Моделирование зон загрязнения при аварийных разливах нефти на суше // НТЖ «Трубопроводный транспорт. Теория и практика». – 2010. – № 2 (18). –
                С. 20 – 23.
              5. Сущев Т.С. Определение напряженно-деформированного состояния нефтепровода по данным мониторинга сейсмических сигналов // НТЖ «Трубопроводный транспорт. Теория и практика». – 2010. – № 3 (19). – С. 20-21.
              6. Сущев Т.С. Динамический расчет нефтепровода на прочность при сейсмическом воздействии землетрясений // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. – 2010. – Вып. 2 (80). – С. 91 – 97.
              7. Котляревский В.А., Ларионов В.И., Сущев Т.С. Оценка сейсмостойкости магистральных нефтепроводов // Энциклопедия безопасности. – 2010. Т. III: Сейсмостойкость и теплозащита сооружений. – С. 132 – 164.

Фонд содействия развитию научных исследований.

Подписано к печати 23.08.2010 г. Бумага писчая.

Заказ № 317. Тираж 100 экз.

Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, проспект Октября, 144/3.



 



<
 
2013 www.disus.ru - «Бесплатная научная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.