CC BY
30
УДК 621.644.07
https://doi.org/10.24412/0131-4270-2021-5-6-5-12
ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ЛЕДОВОЙ ЭКЗАРАЦИИ НА РИСК ПОТЕРИ МЕСТНОЙ УСТОЙЧИВОСТИ МОРСКОГО ТРУБОПРОВОДА
THE RESEARCH OF ICE GOUGING IMPACT ON THE RISK OF LOCAL STABILITY LOSS RELATED TO OFFSHORE PIPELINE
Красикова М.Ю., Ямалиева Ю.Р., Леонович И.А.
Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) им. И.М. Губкина, 119991, Москва, Россия
ORCID: https//orcid.org/0000-0003-4816-8980, E-mail: margarita.krasikova@bk.ru ORCID: https//orcid.org/0000-0002-5836-5737, E-mail: yamalievayulia@gmail.com
ORCID: https//orcid.org/0000-0001-9054-1537, E-mail: leonovich.i@gubkin.ru
Резюме: В настоящее время перспективными направлениями нефтегазовой отрасли считаются разведка и освоение углеводородных ресурсов континентального шельфа. Предприятия нефтегазовой отрасли относятся к объектам повышенной опасности. Реализация арктических нефтегазовых проектов осложняется суровыми гидрометеорологическими условия, в том числе наличием ледовых образований. Для защиты трубопровода от воздействия поверхностных и глубинных льдин принимаются дополнительные конструктивные решения. В данной статье предложена методика анализа влияния ледовой экзарации на риск потери местной устойчивости морского трубопровода с помощью диаграммы «галстук-бабочка». Исследования причин и последствий сдвига морского трубопровода ориентированы на принятие оптимальных технико-технологических решений при разработке проектной документации.
Ключевые слова: ледовая экзарация, устойчивость морского трубопровода, оценка рисков, диаграмма «галстук-бабочка».
Для цитирования: Красикова М.Ю., Ямалиева Ю.Р., Леонович И.А. Исследование влияния ледовой экзарации на риск потери местной устойчивости морского трубопровода // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2021. № 5-6. С. 5-12.
DOI:10.24412/0131-4270-2021-5-6-5-12
Margarita YU. Krasikova, Yulya R. Yamalieva, Igor A. Leonovich
Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research
University), 119991, Moscow, Russia
ORCID: https//orcid.org/0000-0003-4816-8980,
E-mail: margarita.krasikova@bk.ru
ORCID: https//orcid.org/0000-0002-5836-5737,
E-mail: yamalievayulia@gmail.com
ORCID: https//orcid.org/0000-0001-9054-1537, E-mail: leonovich.i@gubkin.ru
Abstract: Currently, the offshore exploration and development of hydrocarbon fields are considered as prospectivedirection of the oil and gas industry. Oil and gas companies are classified as hazardous facilities. The implementation of Arctic oil and gas projects is complicated by harsh metocean conditions including ice feature. Additional design solutions are taken into account forpipeline protectiondue to ice surface and deep impact. This article proposes a methodology for analyzing the impact of ice gouging on the risk of local stability loss related to offshore pipeline with a «bow tie» diagram engagement. The causes and consequences occurrence regarding offshore pipeline displacement is focused on optimal technical and process solution approvalat the stage of project documentation design.
Keywords: ice gouging, offshore pipeline stability, risk assessment, «bow tie» diagram.
For citation: Krasikova M.YU., Yamalieva YU.R., Leonovich I.A. THE RESEARCH OF ICE GOUGING IMPACT ON THE RISK OF LOCAL STABILITY LOSS RELATED TO OFFSHORE PIPELINE. Transport and storage of Oil Products and hydrocarbons, 2021, no. 5-6, pp. 5-12.
DOI:10.24412/0131-4270-2021-5-6-5-12
Акватории северных морей России относятся к приоритетным регионам добычи газа в долгосрочной перспективе. Использование морских трубопроводов, которые являются безопасным и эффективным способом транспортировки углеводородных ресурсов, в суровых условиях указанных регионов в значительной степени осложняется ледовым фактором. Массивные ледяные образования -гряды торосов, стамухи, айсберги воздействуют на морское дно и могут повреждать заглубленные трубопроводы.
Снижение риска потери местной устойчивости морского трубопровода достигается за счет применения мер по его защите (заглубление трубопровода, использование барьерных методов защиты). Всесторонняя оценка причин возникновения ледовой экзарации и идентификации потенциальных последствий выступает одним из средств предотвращения риска потери местной устойчивости морского трубопровода.
Целью данной работы является исследование и оценка риска сдвига морского заглубленного трубопровода под воздействием ледовых образований.
Для России проблема освоения углеводородных ресурсов континентального шельфа арктических морей имеет важное значение, что обусловлено наличием значительных разведанных объемов нефти и газа. Согласно оценке геологической службы США, на арктических пространствах залегает 13% неразведанных ресурсов нефти и 30% природного газа, причем наибольшие запасы газа сосредоточены в российской части Арктики [1].
По совокупному нефтегазовому потенциалу осадочные бассейны российского арктического шельфа сравнимы с крупнейшими нефтегазоносными регионами мира. По оценкам отраслевых экспертов, к 2050 году шельф Арктики может обеспечивать от 20 до 30% всей нефтедобычи [2]. В табл. 1 представлена ресурсная база Арктики.
Таблица 1
Ресурсная база Арктики
I
Как известно, предприятия нефтегазовой отрасли относятся к объектам повышенной опасности. Риски, которые возникают при освоении, обустройстве, добыче и транспортировке нефти и газа, эксплуатации нефтеперерабатывающих заводов, приводят к крупным авариям и даже катастрофам.
В 1980 году на Кумжинском газокон-денсатном месторождении произошла катастрофа с тяжелыми последствиями для экосистемы Арктики. Мощный неконтролируемый выброс газоконденсатной смеси скважины К-9 продолжался шесть с половиной лет. Эмиссия углеводородов происходит и в настоящее время, что подтверждается снимком из космоса. Установлен комплекс грубейших нарушений, допущенных при бурении, тампонаже и испытании скважины [3]. В табл. 2 представлены основные регионы добычи нефти, газа и газового конденсата.
Среди основных причин аварий и катастроф при добыче и транспортировке углеводородного сырья в Арктике и Мировом океане различают техногенные, природные и природ-но-техногенные. Техногенный фактор связан с повреждением или отказом оборудования. К природным и природ-но-техногенным факторам относятся: ураганы, штормы, выбросы нефти и газа с высоким пластовым давлением, оползни, землетрясения и др. К причинам относятся также человеческий фактор в результате принятия неправильных решений и действий. На рис. 1 представлена диаграмма причин возникновения аварий [4].
Освоение морских месторождений, особенно арктических, связано с высокой капиталоемкостью, тяжелыми гидрометеорологическими условиями, неразвитостью инженерно-технической и транспортной инфраструктур. Отличительными особенностями аварий на морских площадочных объектах являются скоротечность развития аварийных процессов, связанных с выбросом углеводородов и их горением в условиях плотного размещения оборудования. В мировую историю освоения континентального шельфа вписан ряд аварий, согласно табл. 3, с катастрофическими последствиями, которые возникли вследствие недостаточного внимания к мерам по выявлению и смягчению угроз безопасности [4]. Поэтому анализ рисков является одной из основных задач, стоящих перед нефтегазовой отраслью при разработке арктических месторождений.
Ресурсная база Арктики*
Страны Запасы Добыча нефти в 2019 году Добыча газа в 2019 году
Россия 80% 7,3 млрд т нефти; 2,7 млрд т конденсата; 55 трлн м3 природного газа 95,9 млн т 618,2 млрд м3
США 10% 22,5 млн т 89,3 млрд м3
Канада**,
Дания**, „ U% Гренландия**, Норвегия J 46,6 млн т 19,1 млрд м3
* По данным: ЦДУ ТЭК, United States Geological Survey (USGS), Norwegian Petroleum Directorate, National Energy Board.
** Статистические данные по добыче нефти и газа в Канаде, Дании и Гренландии отсутствуют.
Таблица 2
Основные регионы добычи нефти, газа и газового конденсата
Добыча на шельфе Российской Федерации*
Регион Сырье 2018 янв. -сент. 2019 янв. -сент. Показатели добычи за данный
период,%
Балтийское море Газ, млн м3 3,2 3,6 + 13,4
Нефть, тыс. т 187,4 183,3 -2,2
Печерское море Газ, млн м3 42,8 43,0 +0,4
Нефть, тыс. т 2355,3 2311,9 -1,8
Черное море Газ, млн м3 1332,4 1152,1 -13,5
Нефть, тыс. т 25,3 22,7 -10,1
Азовское море Газ, млн м3 35,6 1,0 -97,1
Нефть, тыс. т 28,4 1,0 -96,1
Каспийское море Газ, млн м3 2164,2 2195,0 +1,4
Нефть, тыс. т 5011,0 5456,2 +8,9
Охотское море Газ, млн м3 22905,7 22555,8 -1,5
Нефть, тыс. т 13576,5 14295,9 +5,3
*По данным ЦДУ ТЭК.
I Рис. 1. Причины возникновения аварий на морских трубопроводах
Природные воздействия Человеческий фактор
Внешние воздействия техногенного характера
Неконтролируемый выбор нефти и/или газа из скважин
Нарушение целостности несущих/опорных конструкций; конструкций; отказы/неполадки оборудования
0
10 15 20 Доля разрушений, %
25
Проекты на арктическом шельфе реализуются в необычайно сложных природно-климатических условиях. Основные же ресурсы углеводородов расположены в области акваторий, закрытых ледовым покровом. Результаты последних экспедиционных геолого-геофизических исследований свидетельствовают об активизации опасных природных явлений, которые связаны с ледовой
5
Таблица 3
Аварийность на морских объектах нефтегазовых месторождений
[5]
Дата и место Вид аварии Краткое описание аварии и основные причины Число пострадавших, ущерб
25.11.1979 Затопление Во время буксировки в открытом море Китайское платформы буровая платформа «Бохай - II» попала в море шторм (10 баллов). В результате затопления
насосного помещения платформа перевернулась и затонула. Причина - нарушение правил транспортировки
Погибло 72 человека. Ущерб - стоимость платформы
02.10.1980 Красное море Неконтролируемый выброс нефти Во время бурения на платформе «Рон Таппмейер» произошел неконтролируемый нефтяной выброс в море с последующим взрывом. Выброс ~ 150000 т нефти и мешков с сыпучими химреагентами Погибло19 человек. Экологический ущерб до 800 000 долл.
27.03.1983 Северное море Разрушение платформы, пожар, взрыв В штормовых условиях произошло разрушение опор платформы «Александр Киел-ланд» с последующим взрывом и пожаром. Причины гибели персонала - повреждение спасательных средств Погибло 123 человека. Ущерб -стоимость платформы
06.07.1988 Северное море Взрыв, пожар, разрушение платформы При эксплуатации газового месторождения на производственной палубе платформы Piper Alpha произошел ряд взрывов, возник пожар. В результате платформа была разрушена Погибло 164 человека. Ущерб -стоимость платформы
15.03.2001 Взрыв, В результате серии мощных взрывов про-
Атлантиче- разрушение изошло повреждение одного из понтонов
скийокеан, платформы основания нефтедобывающей платформы побережье компании Petrobras. Платформа затонула. В Бразилии океан попало 125 тыс. т нефти
Погибло 10 человек
20.04.2010 Авария на Цементная подушка на дне скважины не Погибло 11
Мексикан- нефтяной смогла задержать углеводороды в резерву- человек
ский залив платформе аре, из-за этого сквозь нее в буровую
[6] Deepwater колонну просачивались газ и конденсат. Газ
Horizon. распространился по буровой платформе.
Взрыв, Вентиляционная система платформы оказа-
пожар, лась заполненной взрывчатой смесью газа
разрушение с воздухом. После взрыва из-за неисправ-
платформы ности механизмов не сработал противо-
выбросовый превентор. В залив вылилось
около 5 млн барр. нефти
18.12.2011 Охотское море [6]
Затопление платформы
4.12.2015 Разрушение Каспийское газопро-море вода, пожар
Караван попал в полосу штормов. Во время буксировки затонула буровая платформа «Кольская». На платформе сорвало обтекатель носовой опоры, оказалась повреждена обшивка корпуса, образовался крен. Платформа затонула
В связи с сильной штормовой погодой на платформе «Гюнешли» компании SOCAR [7] сорвало опорную трубу, в результате чего был поврежден работающий под давлением 110 атмосфер газопровод и начался сильный пожар
экзарацией и представляют геориски [8]. В результате ледовой экзарации произошло выпахивание морского дна подводной частью ледяных образований.
Для любого нефтегазового проекта весьма остро стоит вопрос о перевозке получаемого сырья, в связи с чем необходимо создание транспортной инфраструктуры. При проектировании и сооружении морских трубопроводов нефтегазовыми компаниями к обычным инженерным проблемам предъявляются особые условия, связанные с взаимодействием ледовых образований. Необходимо учитывать вероятность ледовых нагрузок на систему трубопроводов, вызванных ледовой экзарацией, вследствие чего требуются дополнительные конструктивные решения по защите трубопровода.
Метод «галстук-бабочка» представляет собой схематический способ описания и анализа пути развития опасного
события от причин до последствий. «Галстук-бабочка» сочетает исследование причин события с помощью дерева неисправностей и анализ последствий с помощью дерева событий.
Данный метод выбран по нескольким причинам:
1. Не требует значительных ресурсов [9].
2. Соизмерим по сложности с такими методами, как ETA, FTA, FMEA, HACCP.
3. Эффективен при оценке риска в условиях высокой неопределенности согласно табл. А. 1 [10].
4. Направлен на углубленный анализ причин аварий и определения несработавших барьеров.
5. Возможен перевод качественных показателей анализа в количественные.
При проектировании подводных трубопроводов в арктических и других замерзающих морях необходимы достоверные оценки интенсивности воздействий ледяных образований на дно и глубины их внедрения в грунт.
Среди прочих видов ледовых воздействий экзарация относится к категории наиболее опасных. Согласно определению, экзарация (выпахивание) - деструктивное механическое воздействие льдов на подстилающую поверхность грунта, связанное с динамикой ледяного покрова, его подвижностью, торошением и стамухообра-зованием под влиянием гидрометеорологических факторов и рельефа прибрежно-шельфовой зоны. Под динамическим воздействием ледяных образований формируются специфические формы ледово-экзарацион-ного рельефа - борозды выпахивания и котловины выдавливания [11]. Данное явление представляет большую потенциальную опасность даже для трубопроводов, проложенных в засыпанной траншее. Глубина борозд и котловин выдавливания может достигать 0,8 м и более, покрывая практически всю поверхность дна [12].
Механическое воздействие льда на дно начинается с момента его образования и продолжается до полного очищения берегов и акватории моря ото льдов. Самые близкие к берегу гряды торосов (до глубины 3-4 м) формируются над подводными береговыми валами, над береговыми валами глубина моря уменьшается, и они становятся ядрами торошения. Вследствие того, что область подводных валов и верхней части подводного склона является одним из наиболее динамичных сегментов береговой зоны, то следы экзарации здесь исчезают практически сразу после освобождения акватории ото льда после первого сильного волнения.
Погибло 53 человека
Погибло 30 человек
Рис. 2. Схема выпахивания дна килем ледяного образования: Нкр - расстояние от верхней образующей трубы до нижней части киля; Dg - глубина внедрения киля в грунт; Нр - расстояние от поверхности грунта до верхней образующей трубы
| Рис. 5. Диаграмма «галстук-бабочка» для события «сдвиг трубопровода»
Выпахивание грунта береговым льдом
Выпахивание грунта айсбергом
Импульс от льдины
|Рис. 3. Зависимость максимальных значений интенсивности напряжений от радиуса упругого изгиба трубопровода при постоянном рабочем давлении [16]
Рис. 4. Зависимость предельного радиуса изгиба от перепада температуры при предельном значении напряжений опр = 300 МПа (сплошные линии соответствуют максимальным напряжениям при соответствующих давлениях Р = 0 МПа и Р = 6,5 МПа; индексы «сж» и «рас» обозначают графики, соответствующие сжатой и растянутой образующим при изгибе)
р м ДТ, °С
Увеличение температурных потерь
Возникновение деформаций
Далее в море расположение гряд и барьеров торосов носит случайный характер и определяется гидродинамическими причинами, в основном положением кромки припая в период его формирования и последующей его динамикой во время сильных штормовых ветров. Под действием шторма происходит разрушение льдов в прикромоч-ной зоне и формирование очередной гряды торосов или стамухи. Постепенно стамухи остаются малоподвижными, в ряде случаев примерзая ко дну. После их таяния и разрушения волнами на дне остаются небольшие ямы и мелкие, относительно короткие борозды. В процессе приливного повышения уровня моря ледяное образование всплывает и продолжает дрейф. Схема выпахивания дна килем ледяного образования представлена на рис. 2 [13].
В течение зимнего сезона дрейфующий лед постоянно смещается под действием приливно-отливных течений и ветра. На границе между дрейфующим льдом и припаем, а также на границах дрейфующих ледяных полей происходит формирование торосистых образований. Торосы вмерзают в ледяные поля и образуют сложные образования, дрейфующие вместе [13].
При оценке интенсивности воздействия ледового образования на грунт были выделены три зоны деформирования:
- в первой зоне происходит непосредственный контакт киля с грунтом, что приводит к пластическому деформированию объемов грунта. На начальном этапе внедрения киля в дно сдвигаемые им грунтовые частицы образуют своего рода отвал по направлению движения тороса, уплотняемый по мере его продвижения. Смещение частиц грунта в боковом направлении приводит к образованию берм;
- во второй зоне не происходит непосредственного контакта ледового киля с грунтом, однако грунт все еще испытывает значительные пластические деформации от больших касательных напряжений, вызванных движением тороса;
- в третьей зоне грунт подвержен только упругим деформациям.
В процессе экзарации морского дна килем тороса траектория борозды может пересекать трассу подводного трубопровода. Ранее считалось, что для обеспечения безопасной эксплуатации трубопровода достаточно избежать прямого контакта между килем ледового образования и трубой. Следовательно, при таком подходе достаточно определить экстремальные значения глубины борозд в рассматриваемом районе и исходя из этого выбрать глубину заложения трубопровода в грунт. Однако дальнейшие исследования показали, что давление, оказываемое в процессе выпахивания основанием киля на грунт, может вызывать смещение отдельных объемов грунтовой массы под килем и в его окрестности в вертикальном и поперечном направлениях. Перемещение грунта порождало нагрузку на заглубленный трубопровод и, соответственно, вызывало его сдвиг.
В данной статье проведен анализ возникновения нежелательного события - сдвига трубопровода под действием ледовой экзарации. Входными данными принята информация о причинах и последствиях опасных событий, риске, барьерах и средствах управления, которые могут их предотвратить, смягчить или стимулировать.
Сдвиг трубопровода повлек за собой возникновение деформаций трубопровода, а также его отклонение от
проектного положения. При непосредственном контакте заглубленного трубопровода с килем тороса возникли явления локального и лавинного смятия. Первое привело к потере устойчивости первоначальной формы трубопровода в виде излома или коробления под действием внешнего гидростатического давления, продольных сил и изгибающего момента [14]. Это фактически невосполнимая потеря несущей способности трубопровода. Данный дефект повлек за собой уменьшение прочностных характеристик и впоследствии возникновение локальных разрывов.
При последующем распространении локального смятия сечения глубоководного трубопровода по трассе возникло явление лавинного смятия, которое охватило большую поверхность трубопровода с нарушением геометрической формы трубы [15]. Одним из главных условий возникновения лавинного смятия выступает превышение гидростатическим давлением определенного критического значения. Избыточное давление возникло по причине движения грунта, вытесняемого ледовым торосом.
В местах возникновения значительного смятия произошло экспонирование стали (утеря антикоррозионного покрытия). Вследствие чего трубопровод потерял свои прочностные характеристики, а также возник риск коррозии, приводящей к разрушению стенки трубы и последующей утечке продукта в окружающую среду.
Лавинное смятие трубопровода привело к явлению овали-зации трубы, которая, в свою очередь, увеличила местное утонение стенки, то есть произошла потеря устойчивости стенок. В силу локального уменьшения толщин стенок частично снизилась теплопроводность участков трассы трубопровода, что в перспективе могло привести к увеличению тепловых потерь в окружающую среду, а также нарушению температурного режима перекачки продукта.
Зависимость от температурных условий имеет более сложный характер с учетом того, что перепады температуры вызывают температурные напряжения. На рис. 3 [16] приведены графики зависимости интенсивности напряжений на двух противоположных образующих (сжатой и растянутой) при разных температурных перепадах. Наибольшие значения интенсивности напряжений могут возникать как на сжатой, так и на растянутой образующих трубопровода.
По графику на рис. 4 [16] видно, что для каждого рабочего давления существует такая определенная температура, выше которой наибольшие напряжения возникают на сжатой (внутренней) образующей, ниже - на растянутой (внешней) образующей трубопровода. При отсутствии рабочего давления такая температура соответствует состоянию АТ = 0 (разность между температурой в процессе эксплуатации и температурой, при которой напряжений не было). В результате увеличения давления на внешнюю образующую изменяется и температурный перепад.
Морские участки трубопроводов сооружаются с применением обетонированных труб с целью защиты от механических повреждений и балластировки. При непосредственном контакте трубы с ледяными образованиями происходит потеря бетонного покрытия, поскольку внедрение киля в грунт сопровождается смещением прилежащих грунтовых масс.
Косвенное влияние процесса ледовой экзарации отражено в отклонении от проектного положения морского заглубленного трубопровода. Один из механизмов
повреждения трубопроводов связан с появлением изгибов с недопустимо низкими радиусами кривизны [17]. На таких участках возникали повышенные изгибные напряжения и деформации, которые приводили к образованию гофров, трещин в стенке трубы и последующему выходу из строя трубопровода.
Для обеспечения резервирования на случай повреждения магистрального трубопровода предусмотрено сооружение резервных ниток. При непосредственном влиянии ледовой экзарации на резервную нитку морского заглубленного трубопровода последствия аналогичны возникающим при сдвиге основной. Однако в целом для магистрального трубопровода ущерб на порядок выше, поскольку в данном случае пострадают и основная нитка, и резервная, в результате чего увеличивается риск выхода из строя всей трассы трубопровода [18].
На основе анализа различных последствий опасного события, проведения линий, соединяющих центральное событие с каждым возможным последствием, была сформирована правая часть диаграммы. При объединении левой и правой частей была составлена диаграмма «галстук-бабочка» (рис. 5).
Выводы
Таким образом, разработанная диаграмма «галстук-бабочка», отражающая угрозы сдвига трубопровода, их источники и последствия, возникающие при сдвиге морского трубопровода, может послужить основой для принятия оптимальных технических и технологических решений на стадии проектирования. Необходимо отметить возможность перехода от качественных показателей оценки риска влияния ледовой экзарации к количественным при наличии статистических данных.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Зуев А. На пути к «великой полярной державе» // ТЭК России, 2020. № 6. URL: https://www.cdu.ru/tek_russia/ issue/2020/6/768/ (дата обращения 31.05.2021).
2. Зуев А. Территория богатств // ТЭК России, 2020. № 11. URL: https://www.cdu.ru/tek_russia/articles/1/681/ (дата обращения 31.05.2021).
3. Короткова Т.Г., Боженова К.С. Статистика и причины аварий на объектах нефтегазодобычи // Науч. тр. КубГТУ, 2019. № 1. С. 1-13.
4. Лисанов М.В., Савина А.В., Самусева Е.А. и др. Аварийность на морских объектах нефтегазовых месторождений // Oil&Gas Journal Russia, 2010. № 5 (39). С. 48-53.
5. Бармин А.Н., Татаринцев С.А., Колчин Е.А. и др. Современные причины и условия аварийности наморских нефтегазодобывающих платформах // Геология, география и глобальная энергия, 2012. № 4 (47). С. 135-141.
6. Изучение современных геолого-геоморфологических процессов, приводящих к быстрому изменению структуры и рельефа морского дна, с целью минимизации рисков и предупреждения техногенных катастроф. URL: https://ocean.ru/index.php/scientific-directions/morskaya-geologiya-i-geokhimiya/item/583-izuchenie-geologicheskikh-protsessov-svyazannykh-s-opasnymi-prirodnymi-yavleniyami (дата обращения 28.07.2021).
7. Семь самых страшных аварий на буровых платформах. URL: https://www.vesti.ru/article/1975596 (дата обращения 11.08.2021).
Пожар на платформе в Азербайджане: уроки трагедии. URL: https://www.bbc.com/russian/ international/2015/12/151211_azerbaijan_oil_platform_fire_lessons (дата обращения 19.08.2021). Раимов А.И., Николаева Н.Г., Сопин В.Ф. Метод «галстук-бабочка» и его применение при оценке рисков // Компетентность. 2020. № 3. С. 48-53.
ГОСТ Р 58771-2019. Менеджмент риска. Технологии оценки риска.
Ogorodov Stanislav. Comprehensive monitoring of ice gouging bottom relief at key sites of oil and gas development within the coastal-shelf zone of the russian arctic seas. Stanislav Ogorodov, Vassily Arkhipov, Alisa Baranskaya, Osip Kokin, Natalia Shabanova. Conference: Managing risks to coastal regions and communities in a changing world, 2016. D0I:10.21610/conferencearticle_58b4317496a9e
12. Лаптева Т.И. Разработка методов обеспечения работоспособности морских нефтегазопроводов в сложных инженерно-геологических условиях арктического шельфа: автореф. дис. докт. техн. наук: 25.00.19. М., 2019. 47 с.
13. Огородов С. А., Шестов А. С., Архипов В.В. и др. Современный ледово-экзарационный рельеф на шельфе западного Ямала: натурные исследования и моделирование // Вестник НГУ. Серия: Математика, механика, информатика, 2013. Т. 13. Вып. 3. C. 77-89.
14. Pike Kenton, Kenny, Shawn. Offshore pipelines and ice gouge geohazards: Comparative performance assessment of decoupled structural and coupled continuum models. Canadian Geotechnical Journal. 2016. № 6. Pp. 1-63.
15. Farzad Eskandari. Buried pipeline response to ice gouging. Doctor of philosophy. Faculty of Engineering and Applied Science Memorial University of Newfoundland. Newfoundland, 2014. P. 334.
16. Гумеров К.М., Харисов Р.А. Оценка допустимого радиуса изгиба трубопровода // Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ. 2017. № 2 (108). С. 73-83.
17. Paul Barrette. Offshore pipeline protection against seabed gouging by ice: An overview / Cold Regions Science and Technology. 2011. № 69. P. 3-20.
18. Afrouz Nematzadeh, Hodjat Shiri. Large deformation analysis of ice keel-soil interaction in sand. Conference: 10th Congress on Numerical Methods in Engineering (CMN 2019). Guimaraes, 2019.
8.
10. 11.
REFERENCES
1. Zuyev A. On the way to a "great polar power". TEK Rossii, 2020, no. 6 (In Russian). Available at: https://www.cdu. ru/tek_russia/issue/2020/6/768/ (accessed 31 May 2021).
2. Zuyev A. Territory of wealth. tEk Rossii, 2020, no. 11 (In Russian). Available at: https://www.cdu.ru/tek_russia/ articles/1/681/ (accessed 31 May 2021).
3. Korotkova T.G., Bozhenova K.S. Statistics and causes of accidents at oil and gas production facilities. Nauchnyye trudy KubGTU, 2019, no. 1, pp. 1-13 (In Russian).
5.
9.
10.
11
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
Lisanov M.V., Savina A.V., Samuseva YE.A. Accident rate at offshore facilities of oil and gas fields. Oil&Gas Journal Russia, 2010, no. 5 (39), pp. 48-53 (In Russian).
Barmin A.N., Tatarintsev S.A., Kolchin YE.A. Modern causes and conditions of accidents on offshore oil and gas platforms. Geologiya, geografiya iglobal'naya energiya, 2012, no. 4 (47), pp. 135-141 (In Russian). Izucheniye sovremennykh geologo-geomorfologicheskikh protsessov, privodyashchikh k bystromu izmeneniyu struktury i rel'yefa morskogo dna, s tsel'yu minimizatsii riskov i preduprezhdeniya tekhnogennykh katastrof (Study of modern geological and geomorphological processes leading to a rapid change in the structure and topography of the seabed, in order to minimize risks and prevent man-made disasters) Available at: https://ocean.ru/index.php/ scientific-directions/morskaya-geologiya-i-geokhimiya/item/583-izuchenie-geologicheskikh-protsessov-svyazannykh-s-opasnymi-prirodnymi-yavleniyami (accessed 28 July 2021).
Sem' samykh strashnykh avariy na burovykh platformakh (The seven worst accidents on drilling platforms) Available at: https://www.vesti.ru/article/1975596 (accessed 11 August 2021).
Pozhar na platforme vAzerbaydzhane: uroki tragedii (Fire on the platform in Azerbaijan: the lessons of the tragedy) Available at: https://www.bbc.com/russian/international/2015/12/151211_azerbaijan_oil_platform_fire_lessons (accessed 19 August 2021).
Raimov A.I., Nikolayeva N.G., Sopin V.F. The bow tie method and its application in risk assessment. Kompetentnost', 2020, no. 3, pp. 48-53 (In Russian).
GOSTR 58771-2019. Menedzhment riska. Tekhnologiiotsenkiriska [State Standard R 58771-2019. Risk management. Risk assessment technologies].
Ogorodov S., Arkhipov V., Baranskaya A., Kokin O., Shabanova N. Comprehensive monitoring of ice gouging bottom relief at key sites of oil and gas development within the coastal-shelf zone of the Russian arctic seas. Proc. of Conference: Managing risks to coastal regions and communities in a changing world. 2016. Lapteva T.I. Razrabotka metodov obespecheniya rabotosposobnosti morskikh neftegazoprovodov v slozhnykh inzhenerno-geologicheskikh usloviyakh arkticheskogo shel'fa. Diss. dokt. tekhn. nauk [Development of methods for ensuring the operability of offshore oil and gas pipelines in difficult engineering and geological conditions of the Arctic shelf. Dr. tech. sci. diss.]. Moscow, 2019. 47 p.
Ogorodov S. A., Shestov A. S., Arkhipov V.V. Modern ice-exaration relief on the shelf of the western Yamal: field studies and modeling. Vestnik NGU, 2013, vol. 13, no. 3, pp. 77-89 (In Russian).
Pike Kenton, Kenny, Shawn. Offshore pipelines and ice gouge geohazards: Comparative performance assessment of decoupled structural and coupled continuum models. Canadian Geotechnical Journal, 2016, no. 6, pp. 1-63. Farzad Eskandari. Buried pipeline response to ice gouging. Dr. phil. sci. diss. Newfoundland, 2014. p. 334. Gumerov K.M., Kharisov R.A. Estimation of the allowable bending radius of the pipeline. Stroitel'stvo iekspluatatsiya neftegazoprovodov, baz i khranilishch, 2017, no. 2 (108), pp. 73-83 (In Russian).
Paul Barrette. Offshore pipeline protection against seabed gouging by ice: An overview. Cold Regions Science and Technology, 2011, no. 69, pp. 3-20.
Afrouz Nematzadeh, Hodjat Shiri. Large deformation analysis of ice keel-soil interaction in sand. Proc. of Conference: 10th Congress on Numerical Methods in Engineering (CMN 2019). Guimaraes, 2019.
6
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Красикова Маргарита Юрьевна, магистрант, Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) им. И.М. Губкина. Ямалиева Юлия Ришатовна, магистрант, Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) им. И.М. Губкина.
Леонович Игорь Александрович, к.т.н., доцент кафедры сооружения и ремонта газонефтепроводов и хранилищ, к.т.н., Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) им. И.М. Губкина.
Margarita YU. Krasikova, Undergraduate, Gubkin Russian State University
of Oil and Gas (National Research University).
Yulya R. Yamalieva, Undergraduate, Gubkin Russian State University of Oil
and Gas (National Research University).
Igor A. Leonovich, Cand. Sci. (Tech.), Assoc. Prof. of the Department of
Construction and Repair of Gas and Oil Pipelines and Storages Gubkin
Russian State University of Oil and Gas (National Research University).
