Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Управление рисками проекта строительства подводных трубопроводов для условий шельфа вьетнама .. 7
1.1 Общие сведения о системе трубопроводов шельфа Вьетнама. Перспективы развития системы. 7
1.2 Понятие «риски» и анализ риска при реализации проекта подводных трубопроводов . 20
1.3 Применение теории нечетких множеств для решения задачи управления рисками 23
1.4 Основные методы оценки риска при реализации проектов строительства подводных трубопроводов 30
ГЛАВА 2. Классификация рисков и модель управления рисками при реализации проекта строительства морских трубопроводов 36
2.1 Классификация рисков при реализации проектов строительства морских трубопроводов. 36
2.2 Возможные аварийные ситуации, возникающие при реализации проектов морских трубопроводов на шельфе Вьетнама . 45
2.3 Анализ риска при реализации проектов морских трубопроводов 48
ГЛАВА 3. Оценка рисков проектов подводных трубопроводов с использованием системы нечеткого вывода 57
3.1 Традиционный метод относительной оценки риска 57
3.2 Оценка рисков с использованием системы нечеткого вывода 59
3.3 Предлагаемая модель оценки риска трубопроводов 68
3.4 Моделирование нечеткой оценки рисков 69
3.5 Выводы 80
ГЛАВА 4. Пример оценки риска с применением системы нечеткого вывода и практические рекомендации по управлению рисками проекта морских трубопроводов 82
4.1 Оценка риска строительства трубопровода проекта Блок Б - 52 Омон (Вьетнам) с применением системы нечеткого вывода. 82
4.2 Практические рекомендации по управлению рисками при возникновении рисков проекта морских трубопроводов . 88
Таблица 4.6 88
Основные выводы 94
Список литературы 95
- Понятие «риски» и анализ риска при реализации проекта подводных трубопроводов
- Возможные аварийные ситуации, возникающие при реализации проектов морских трубопроводов на шельфе Вьетнама
- Оценка рисков с использованием системы нечеткого вывода
- Практические рекомендации по управлению рисками при возникновении рисков проекта морских трубопроводов
Введение к работе
Актуальность темы диссертации. На континентальном шельфе Вьетнама для крупных и мелких нефтяных и газовых месторождений построены системы трубопроводов транспортировки газа, нефти, воды между платформами, далее от платформ до точечных и береговых наливных причалов, систем безпричального налива и т.д. Количество морских нефтегазовых сооружений (МНГС), в том числе систем подводных трубопроводов, увеличивается ежегодно.
Эти объекты представляют долгосрочные интересы Вьетнама, что
повышает требования к эффективности их реализации и безопасности путем
применения современных методов управления проектами, в составе которых
выделена подсистема управления рисками. Методы оценки рисков, их
идентификация, уточнение факторов риска при реализации проекта, как и
задача управления, базируется на анализе статистических данных и
аналогов.
Существуют различные методы оценки рисков, выбор способа оценки которых зависит от различных факторов, в том числе от типа проекта и условий, в которых проект будет реализован. В настоящее время проекты рассматриваются с различными уровнями неопределенности, потенциал возникновения рисков увеличивается пропорционально сложности проекта, что увеличивает опасности и негативные факторы при их реализации. Поэтому необходимо адаптировать методики оценки риска к региональным условиям и разрабатывать новые применительно к рассматриваемым проектам.
Цель и задачи исследования. Повышение безопасности проектов
морских трубопроводов путем совершенствования методов оценки рисков
при строительстве этих объектов в условиях шельфа Вьетнама. Для
достижения поставленной цели решаются следующие основные задачи:
- исследование современного уровня освоения шельфа Вьетнама и
перспектив развития шельфовых проектов страны, включая анализ состояния
системы подводных трубопроводов и морских нефтегазовых сооружений;
анализ подходов к классификации рисков, разработка системы классификации рисков применительно к проектам строительства морских трубопроводов на шельфе Вьетнама;
представление факторов риска и последствий, возникающих на различных этапах реализации проекта строительства и эксплуатации подводных трубопроводов;
разработка методики оценки риска с применением системы нечеткого вывода;
оценка риска проекта газопровода Блок В - 52 Омон (Вьетнам) с применением системы нечеткого вывода.
На защиту выносится:
разработанные подходы к классификации рисков при реализации проекта подводных трубопроводов;
метод оценки риска с использованием системы нечеткого вывода для этапов реализации проекта строительства подводных трубопроводов;
анализ сравнения результатов оценки риска строительства и эксплуатации проекта газопровода Блок В - 52 ОМОН по традиционному и предложенному методам.
Научная новизна заключается в том, что при анализе реализации проекта строительства и эксплуатации подводных трубопроводов на основе рассмотрения совокупности факторов риска предложены подходы к их классификации, разработан и применен метод оценки риска с использованием системы нечеткого вывода для рассматриваемых объектов.
Практическая значимость работы заключается в следующем.
В результате исследования предложен метод оценки риска с использованием системы нечеткого вывода при реализации проекта подводных трубопроводов, что повышает предсказуемость событий и улучшает систему управления рисками, увеличивает эффективность метода оценки риска, в частности, для месторождения Белый Тигр.
Материалы диссертации могут быть использованы для разработки части учебной программы по подготовке специалистов в области управления рисками.
Апробация работы.
Основные научные положения и результаты диссертационной работы обсуждались на семинарах и конференциях:
IX Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», г. Москва, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина;
66-ая международная молодежная научная конференция «НЕФТЬ И ГАЗ - 2012», г. Москва, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.
67-ая международная молодежная научная конференция «НЕФТЬ И ГАЗ - 2013», г. Москва, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина;
Научные публикации.
По результатам научных исследований опубликовано 3 статьи в журналах, входящих в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий в соответствии с требованиями ВАК Минобразования и науки РФ.
Структура и объем работы.
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 69 наименований, из них 36 на русском языке. Работа изложена на 101 странице машинописного текста и содержит 22 рисунка и 12 таблиц.
Понятие «риски» и анализ риска при реализации проекта подводных трубопроводов
За период 2011-2015 годов в результате проведения комплекса поисков-разведочных работ на шельфе Вьетнама прирост запасов нефти и газа составил 35-45 млн. тонн нефти/год, в том числе в стране 25-30 млн. тонн нефти/год и 10-15 млн. тонн нефти/год за рубежом. За период 2016 - 2025 годы перспективы прироста запасов определены в количестве 35 - 45 млн. тонн нефти/год, в том числе 25-35 млн. тонн нефти/год в стране и 15 млн. тонн нефти/год за рубежом.
В области разработки уже известных месторождений нефти и газа, находящихся в эксплуатации, все усилия сосредоточены на изучении и применении технологий увеличения коэффициента извлечения нефти, поддержания добычи нефти и газа на запланированных уровнях, оптимизации добычи нефти и газа, обеспечении безопасности и снижении риска затопления скважин с открытым забоем. Планируется также активно расширять инвестиции в разработку месторождений нефти и газа за рубежом. Запланированные объемы добычи составляют 25-38 млн. тонн нефти/год, в том числе добычу сырой нефти планируется поддерживать стабильной на уровне 18-20 млн. тонн/год, а добычи газа на уровне 8-19 млрд. м /год.
В период 2011-2015 годы операторам Вьетнама удалось поддерживать добычу нефти на 20 месторождений нефти и газа стабильной на уровне 18-19 млн. тонн и газа от 9-14 млрд.м3.
В перспективе на период 2016 - 2025 годы добыча нефти достигнет 40-45 млн. тонн нефти/год, в том числе добыча нефти в стране около 12-16 млн. тонн/год, добыча нефти за рубежом - около 7-14 млн. тонн/год, добыча попутного газа достигнет 15-19 млрд. м3 в год.
В газовой отрасли развитие в основном будет вестись в области диверсификации рынков сбыта. Газ будет поставляться для всех секторов экономики: в производство электроэнергии; для производства удобрений; в химических, промышленных, транспортных и жилых сферах экономики с необходимым для этих целей объемом добычи порядка 19 млрд. м3 в 2025 году. С этой целью необходимо вести глубокое изучение системы трубопроводов, соединяющий Восток с Юго-Западом страны, газопроводов в качестве основы для транснациональной связи с газопроводом в Юго-Восточной Азии.
В связи с этим одной из первостепенных задач встает подготовка поверхностной инфраструктуры в соответствующем объеме согласно развивающейся системе сбора газа и подключения последней к морской газопроводной системе.
В последнее время инвестированы крупные средства в проведение исследований в сотрудничестве с отечественными и зарубежными партнерами для выработки технологических решений: по утилизации попутного газа, который сжигается в настоящее время на буровых установках; в разделение дорогостоящих продуктов, таких как этан, пропан-бутан, конденсат в целях повышения стоимости нефтяных и газовых ресурсов; по развитию и вводу в эксплуатацию газовых месторождений с высоким содеожанием СО2. Решение этих задач позволит сохранить добычу газа в объеме 9-14 млрд. м3/год в период 2011-2015 годов.
В нефтеперерабатывающей промышленности задача состоит в том, чтобы до конца 2015 года было завершено строительством 3-5 нефтехимических заводов с общей мощностью переработки около 26-32 млн. тонн/год; закончены и введены в эксплуатацию 1-2 нефтехимических комплекса для производства основных продуктов нефтехимии. До 2025 года должно быть завершено расширение и строительство 6-7 нефтехимических заводов с общей мощностью переработки 45-60 млн.тонн/год, что даст возможность удовлетворить около 50% спросов основных продуктов нефтехимии на внутреннем рынке.
В период до 2015 года должна быть обеспечена безопасная эксплуатация завода «Фу Ми» с оптимальной мощностью и интенсивным развитием выхода других нефтехимических продуктов, завершено строительство завода «Ка Мау». Кроме того, начаты монтажные работы нефтехимического комплекса «Зунг Куат» (Куангнгай), нефтехимического комплекса «Лонг Шон» (Вунг Тау), нефтехимического завода «Хоа Там»(Фуйен), завода растительных волокон ПЭТ (Хайфон). В периоде 2016-2025 годов планируется завершить строительство нефтехимического комплекса «Нги Шон» (Тхань Хоа), расширить пропускную способность нефтехимических комплексов «Зунг Куат», «Лонг Шон», «Хоа Там», а также построить нефтехимический комплекс или нефтехимический завод, по переработке природного газа в жиженный в соответствующем регионе.
В связи со столь большими перспективами развития нефтегазовой промышленности Вьетнама, необходимо рассмотреть надежность системы трубопроводов, которая транспортирует нефть, газ и нефтегазопродукты от месторождения до завода, а также между нефтеперерабатывающими заводами и от заводов до мест потребления или мест сбыта. Необходимо учитывать эффективность процесса управления рисками в проектах строительства и эксплуатации нефтегазопроводов.
Возможные аварийные ситуации, возникающие при реализации проектов морских трубопроводов на шельфе Вьетнама
G.1 – эксплуатация. Проведя классификацию рисков по этапам жизненного цикла проекта, можно определить, какие виды рисков присутствуют на каждом этапе, а возникновение каких рисков свойственно отдельным подфазам проекта. На основе проведенной классификации факторов рисков по фазам жизненного цикла проектов сооружения морских трубопроводов (табл. 2.2) можно отметить, что наибольшее количество различных видов рисков присутствует на этапе строительства (инвестиционная фаза). При этом видно, что социально-политические риски оказывают значительное влияние на всех этапах жизненного цикла проекта.
Возможные аварийные ситуации, возникающие при реализации проектов морских трубопроводов на шельфе Вьетнама. При реализации проекта подводных трубопроводов на шельфе Вьетнама возникаются разные аварийные ситуации, которые неподсредственно влияют на проекта и окружающую среду. Ниже перечесленны сценарии, причины и последствия рисков при реализации строительства подводных трубопроводов на разных этапах жизненного цикла.
На этапе проведения проверок, техобслуживания и ремонта проекта подводных трубопроводов возникают следующие риски (потери).
Утечки природного газа, финансовые последствия предполагают остановку добычи. Причина: отсутствие руководства по эксплуатации, например, съемный модуль манифольда – как пользователи узнают, что модуль является съемным и как он снимается? 2. Повреждение райзеров сразу приводит к их разрыву (без малых утечек). Причина: решение продолжать эксплуатацию райзеров после истечения расчетного срока службы, что приводит к накоплению усталости, превышающую расчетную.
На этапе строительно-монтажных работ возникаются следующие риски. 1. Повреждение промыслового трубопровода без потери герметичности. Причина: слишком большая длина провисающих участков. 2. Падение трубы. Причина: проскальзывание трубы в натяжном устройстве на монтажном судне. 3. Короткий промысловый трубопровод смещается по время установки оконечного устройства на втором конце подводного трубопровода. Причина: малая длина промыслового трубопровода на морском дне с учетом глубины моря. 4. Повреждение салазок, срезание запорных шпилек салазок. Причина: монтаж промыслового трубопровода с установленным оконечным устройством подводного трубопровода. На этапе эксплуатации возникаются следующие риски. 1. Ограничение расхода, разрушение райзеров. Причина: проникновение газа через внутреннее полиэтиленовое покрытие гладкостенных райзеров приводит к внутреннему разрушению последних. 2. Утечка через основные клапаны или разгерметизация. Причина: дефект изготовления, износ, разрушение материала (сальник штока). 3. Повреждение подводных конструкций. Причина: нагрузки от рыболовной снасти превышают допустимую нагрузку защитной конструкции. 4. Повреждение подводных сооружений. Причина: пропахивание морского дна айсбергами. 5. Сокращение срока службы промыслового трубопровода; досрочная замена, потеря герметичности приводит к утечкам через точечные отверстия, образовавшиеся в результате коррозии, до их обнаружения. Причина: превышение разъедания внутренней коррозией более 6 мм. 6. Остановка. Причина: выход из строя компонента управления, повреждение, нанесенное третьей стороной: повреждение шлангокабеля упавшим предметом или тралом. 7. Повреждение промыслового трубопровода без потери герметичности. Причина: боковое и обратное выпучивание, слишком большое провисание при эксплуатации. 8. Повреждение промысловых трубопроводов и перемычек. Причина: повреждение тралом, упавшими предметами. Причины аварий и отказов на магистральных трубопроводах по статистическим данным [23] распределяются следующим образом (табл. 2.3). Таблица 2.3 Причины аварий и отказов на магистральных трубопроводах по статистическим данным Причина Всего случаев отобщегоколичестваотказов, %% Наружная коррозия 25.8 Механические повреждения 20.6 Брак строительно-монтажных работ 16.7 Нарушение требований правил технической эксплуатации и технологических процессов 8.6 Дефекты труб, арматуры, соединительных деталей 18.9 Стихийные бедствия и прочие причины Основные причины отказов подводных трубопроводов [33] Процесс анализа рисков (алгоритм анализа показан на рис. 2.3 при реализации проекта морских трубопроводов сводится к следующим этапам: 1. Планирование и организация работ: - определение факторов и проблем, обусловивших необходимость проведения количественного анализа риска; - организация группы специалистов для выполнения количественного анализа риска; определение целей и задач анализа риска; определение глубины (детальности) анализа, уточнение алгоритма и набора методов анализа; - описание ОПО (опасных производственных объектов) на базе сбора и анализа исходных данных; - обоснование критериев приемлемого риска.
Оценка рисков с использованием системы нечеткого вывода
Метод нечеткого анализа рисков, предложенный в работе, содержит три этапа: оценки IS, оценки LIF и анализа рисков. Первые два формируются на основе понятий нечеткой логики и применяются для обработки факторов риска, участвующих в процессе моделирования. Результатом является интегрированная модель, основанная на качественных и количественных методах оценки риска трубопровода. Это может привести к полной и более точной оценке рисков, связанных с источниками опасности.
На первом этапе определяется общая вероятность отказа трубопроводов, который может быть вызван внешним повреждением, коррозией, проектированием и ошибками эксплуатации. Эта фаза определяет потенциал конкретного механизма разрушения. Модель системы нечеткого вывода строится с применением графических средств системы MATLAB. Оценка IS может быть рассчитана как результат общей вероятности отказа.
Второй этап концентрируется на последствиях повреждения трубопровода, в том числе опасности утечки продукта, его объема, дисперсии и рецепторов. На этом этапе, как и предыдущем, применяем вторую модель системы нечеткого вывода, построенную с применением графических средств системы MATLAB, оценка LIF является производной от общих потенциальных последствий аварии трубопровода.
На последнем этапе вычисляем балл окончательного риска для оценки уровня риска и определения стратегии и обеспечения непрерывности деятельности трубопровода. Результат индекса суммы на первом этапе в сочетании с фактором воздействия утечки (2 этап) приводит к определению значения риска для каждой секции трубопровода. После каждого вычисления значений риска, они ранжируются в порядке убывания. Рискованные участки выделены и их состояние может быть приведено в более безопасное с помощью соответствующих стратегий.
Для того, чтобы составить нечеткие отношения выбран метод «max - min», как популярная прикладная техника. Входные и выходные переменные в графических средствах системы MATLAB изображенны на рис.3.6. Переменные функции принадлежности представлены рис.3.7. и рис.3.8. Функция принадлежности Гаусса для двух параметров и может быть представлена уравнением: П (x,а,c) = e 2а2 , (3.16) где: с и (г являются соответственно центром и дипазоном ограничений функции принадлежности соответственно. Основываясь на базовых характеристиках модели Мамдани, входные и выходные переменные определяются как нечеткие элементы.
Следующим шагом является построение нечетких правил «Если-то». Эти правила представляют собой нечеткие отношения между входными и выходными переменными. Опираясь на знания экспертов, строится база правил нечеткой модели. Пример нечетких правил «Если-то» (в том числе 32 правила для модели IS, полученному в графических средствах системы MATLAB) отображен на рис.3.4.
Анализ знания экспертов показывает, что для оценки IS и LIF проекта подводных трубопроводов применяются слудующие правила (32 правила и 14 правил соответственно).
На этом этапе последствия повреждения трубопровода (LIF модель), как и в предыдущем случае, устанавливается c применением графических средств системы MATLAB. Max-min метод выбирается для композитных нечетких правил. Структура «вход-выход» модели СНВ для этой фазы представлена на рис.3.10. Входные переменные и выходной переменной, применяемые в моделировании с функцией принадлежности Гаусса на основе таблицы 3.2 показаны на рис. 3.11, 3.12. После построения первоначальной структуры модели СНВ, база правил формируется на основе мнений экспертов. Рисунок 3.10. Структура нечеткой модели факторов воздействия при утечках (LIF) На последней стадии этого этапа выполняется дефуззификация с использованием метода центра тяжести площади для получения четких значений.
На последнем этапе, индекс риска повреждения трубопровода вычисляется математической функцией из значений IS и LIF на первой и второй фазах соответственно. Таким образом рассчитываются значения ООР, используя соотношение (3.1). 3.5 Выводы 1. Приведен традиционный метод относительной оценки риска. 2. Предложен метод оценки рисков с использованием системы нечеткого вывода. 3. Разработаны модель оценки риска трубопроводов и процесс моделирования нечеткой оценки риска в графических средствах системы MATLAB. 4. С помощью графических средств системы MATLAB получены результаты оценки риска с более высокой точностью и простотой интерпритации в 3D отображении
Оценка риска строительства трубопровода проекта Блок Б - 52 Омон (Вьетнам) с применением системы нечеткого вывода.
Газопровод Блока Б – 52 Омон представляет собой ключевой национальный проект нефтегазовой группы Вьетнама с общим объемом инвестиций около 1 млрд. $ США. Доля участия Вьетнамской стороны PVGas в совместном предприятии составляет 51%, участие иностранных партнеров - 49%.
Целью проекта (строительства) после его завершения является обеспечение транспортировки природного газа, добываемого из блока Б, 48/95 и 52/97 на западном побережье Южного Вьетнама. Проектная мощность составляет 18,3 млн. м3/день (эквивалентно 6,4 млрд. м3/год). Поставка будет осуществляться для нужд силовых установок в энергетическом центре Омон, Чанок, Кантхо (общей энергоемкостью 3000 МВт), дополнительно будут осуществляться поставки в энергетической провинции Камау, а также и для других потребителей на юго-западе Вьетнама.
Это один из крупнейших газопроводов во Вьетнаме с общей протяженностью 400 километров, что включает в себя примерно 246 километров морских трубопроводов и 152 километрах трубопроводов на береговой части территории, проходящих через город Кантхо и Хаузанг, Кьензянг, Баклью и Камау. Схема прокладки трубопровода по морскому дну, расчетные параметры газопровода и проект-схема газопровода по поверхности и приведены на рис. 4.1, в табл. 4.1 соответственно.
Практические рекомендации по управлению рисками при возникновении рисков проекта морских трубопроводов
Газопровод Блока Б – 52 Омон представляет собой ключевой национальный проект нефтегазовой группы Вьетнама с общим объемом инвестиций около 1 млрд. $ США. Доля участия Вьетнамской стороны PVGas в совместном предприятии составляет 51%, участие иностранных партнеров - 49%.
Целью проекта (строительства) после его завершения является обеспечение транспортировки природного газа, добываемого из блока Б, 48/95 и 52/97 на западном побережье Южного Вьетнама. Проектная мощность составляет 18,3 млн. м3/день (эквивалентно 6,4 млрд. м3/год). Поставка будет осуществляться для нужд силовых установок в энергетическом центре Омон, Чанок, Кантхо (общей энергоемкостью 3000 МВт), дополнительно будут осуществляться поставки в энергетической провинции Камау, а также и для других потребителей на юго-западе Вьетнама.
Это один из крупнейших газопроводов во Вьетнаме с общей протяженностью 400 километров, что включает в себя примерно 246 километров морских трубопроводов и 152 километрах трубопроводов на береговой части территории, проходящих через город Кантхо и Хаузанг, Кьензянг, Баклью и Камау.
Схема прокладки трубопровода по морскому дну, расчетные параметры газопровода и проект-схема газопровода по поверхности и приведены на рис. 4.1, в табл. 4.1 соответственно.
Применение предлагаемой модели приводится на примере приведенных выше параметрах газопровода. Проведено численное исследование для оценки риска трубопровода. Параметры и все характеристики основаны на информации, взятой из проекта строительства трубопровода в Блоках В, 52 Омон (Блок В & 52 - Камау газопровод - трасса обследования трубопровода (на шельфе Вьетнама), окончательный отчет, Том III, гидрометеорологическая и окружающая среда. Теоретическое Исследование, кн. 1, 20 июня 2009 года).
Общая протяженность трубопровода составляет около 400 км. Поскольку риски распределяются неравномерно вдоль трубопровода, необходимо разбить трассу на участки с постоянными функциями риска. Таким образом, по трассе имеем шести-этапный процесс анализа рисков, который будет выполнен для всех шести участков, относящихся к центральной платформе.
Шесть секций трубопроводов с длинами соответственно: 1км, 145 км, 50км, 44км, 8км и 150км. Данные входных переменных моделей IS и LIF получены с помощью анализа, проведенного тремя экспертами.
Процесс оценки рисков осуществляется с использованием предложенной модели для ранжирования шести секций трубопровода в соответствии со значениями ООР. Затем участок с наименьшим значением ООР выбран в качестве наиболее рискованного. Этот процесс помогает руководству принять во внимание соответствующие стратегии, чтобы уменьшить или смягчить уровни риска каждой секции. Таблица 4.2 Данные входных переменных трех экспертов
Проанализируем результаты, полученные по предлагаемой и традиционной методикам, сопоставим их. Для сравнения, выходы двух методов, полученные с помощью предложенной модели и традиционным методом ООР (пример оценки риска проекта газопровода Блок В-52 Омон-Вьетнам), представлены в таблице 4.5.
Основным недостатком традиционной ООР является то, что различные наборы данных входных переменных могут генерировать похожие значения IS и LIF, и, следовательно, подобные значения индекса риска. Результаты оценки риска по предлагаемой модели не могут быть по существу одинаковыми.
Другим ограничением традиционной ООР является то, что этот метод не может опрелелять относительную важность входных переменных. В результате, выходные параметры традиционной ООР могут не соответствовать реальным. Выход предложенной модели для оценки риска трубопроводной системы является более точным.
План проведенияпроверок,техобслуживания иремонта Утечки природногогаза, останов,финансовыепоследствия включаютостановку добычи Указание в листках данных попредварительному проектированиюна то, что эти изделия могут бытьсняты. Повреждение райзеров,приводит к разрыву (безмалых утечек). В документе по предварительномупроектированию (отчет по исходным данным проектирования подводных систем) предусматривается замена райзеровчерез 30 лет. План проведенияпроверок, обслуживания и ремонтапредусматривает замену. Клапаны находятсявнутри конструкций длязащиты от тралов. Технические условияпредварительного проектированияпредусматривают использованиеудлинителей штоков клапанов; атакже съемные приводныемеханизмы с гидравлическиминезакрепленными выводамистыковочных узлов, снимаемымидистанционно управляемымиаппаратами. Эксплуатация Смещениепромысловоготрубопровода(постепенноепостоянное смещениевдоль оси.).Повреждениепромысловоготрубопровода,постоянное смещениепревышает допустимуюнагрузку на перемычки Умеренный уклон морского дна.Трубопроводы с относительнобольшими якорями оконечныхустройств. Относительно небольшаядинамическая температура идавление
Повреждение райзеров,сразу приводит кразрыву (без малыхутечек). Отсутствует. Если МЛТП находитсявне зоны ведения работ из-заледовых условий, то, вероятно,рыболовные суда не будутподходить близко Пульсации, вызванныепотоком, приводят кусталостномуразрушению. Отсутствует. Райзеры следуетзаменить хотя бы один раз втечение срока разработкиместорождения. Утечка через основныеклапаны илиразгерметизация Определенные условияэксплуатации, характеристикипластового флюида, характеристикиклапанов, обеспечение качестваизготовления, заводские приемо-сдаточные испытания, опрессовка,испытание на утечку, план провероки испытаний. Все Остановка из-за повреждения, клапаныустановлены в съемных модулях. Повреждениеподводных конструкций. Конструкции, подвергающиесявоздействию тралов, и защитныепанели.
Повреждение подводных сооружений. Глубина моря – айсберги достигаютглубины 100 м. Подводныесооружения располагаются наглубине более 300 м, чтообеспечивает достаточнуюбуферную зону.
Сокращение срокаслужбы промысловоготрубопровода;досрочная замена.Потеря герметичностиприводит к утечкамчерез точечныеотверстия,образовавшиеся врезультате коррозии, доих обнаружения. План проведения проверок,техобслуживания и ремонтапредусматривает запускдиагностических скребков. Секцииконтроля коррозии устанавливаютсяв каждом модуле манифольда и вкаждом основании райзера.Моделирование коррозионныхвоздействий