Научно-практические основы обеспечения прочности и устойчивости газопроводов в сложных инженерно-геологических условиях

Чичелов, Виктор Александрович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Научно-практические основы обеспечения прочности и устойчивости газопроводов в сложных инженерно-геологических условиях
ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Научно-практические основы обеспечения прочности и устойчивости газопроводов в сложных инженерно-геологических условиях"

На правах рукописи

ЧИЧЕЛОВ ВИКТОР АЛЕКСАНДРОВИЧ

НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ПРОЧНОСТИ И УСТОЙЧИВОСТИ ГАЗОПРОВОДОВ В СЛОЖНЫХ ИНЖЕНЕРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

Специальность 25 00 19 - «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Уфа-2007

Работа выполнена в ООО «Пермтрансгаз» ОАО «Газпром»

и на кафедре «Транспорт и хранение нефти и газа»

Уфимского государственного нефтяного технического университета

Научный консультант доктор технических наук, профессор

Шаммазов Айрат Мингазович

Официальные оппоненты доктор технических наук, профессор

Абдуллин Ильшз Галеевич,

доктор технических наук, профессор Спектор Юрий Иосифович;

доктор технических наук, профессор Азметов Хасан Ахметзиевич

Ведущая организация РГУНГ им И М Губкина.

Защита состоится «19» октября 2007 года в 15-00 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212 289 04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу 450062, Республика Башкортостан, г Уфа,ул Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан «18» сентября 2007 года

Ученый секретарь совета Ъ- Ямалиев В.У

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы

Масштабы газотранспортной системы (свыше 150 тыс км газопроводов и более 250 компрессорных станций) предопределяют большой объем работ по обеспечению ее надежного функционирования Изношенность основных фондов магистральных газопроводов, которая составляет 56%, и средний возраст линейной части МГ, превышающий 23 года, сказываются на безопасности эксплуатации Средний уровень приведенной аварийности (число отказов на тысячу километров в год) на объектах транспорта газа ОАО «Газпром» составляет 0,21 - 0,18 Относительная стабильность данного показателя достигается комплексами мер по диагностике и ремонту, а также за счет снижения рабочего давления на некоторых участках газовых магистралей, что ведет к сокращению объемов транспорта газа Газотранспортная система ООО «Пермтрансгаз» на территории Западно-Уральского региона (в пределах Пермской области и Республики Удмуртия) представлена разветвленной сетью магистральных газопроводов-отводов, имеющих протяженность более 10000 км Поскольку газопроводные системы осуществляют транспортировку продукта под высокими эксплуатационными давлениями (до 7,5 МПа), то их эксплуатация в условиях воздействия разных природных и техногенных факторов неизбежно сопряжена с риском возникновения различного рода аварийных ситуаций Особенностью магистральных газопроводов ООО «Пермтрансгаз» как протяженных инженерных сооружений является то, что разные их участки расположены в зонах с существенно различными природно-климатическими и геологическими условиями

грунта по длине трассы обуславливает неравномерную осадку, всплывание (выпучивание) трубопровода, ведущих к его отклонению от проектного положения, что приводит к перераспределению нагрузки и возникновению в нем чрезмерных деформаций, которые являются одной из основных причин отказов и аварий трубопроводов

Существующие математические модели и методы расчета устойчивости газопроводов в вышеуказанных условиях не раскрывают в полной мере физическую картину напряженно-деформированного состояния трубопровода и условия нагружения, определяющие его нестабильное положение, предшествующее отказу и аварии

Большая часть протяженности трасс магистральных трубопроводов, которые предстоит построить в ближайшие годы в Западной и Восточной Сибири, на Сахалине, приходится на сложные инженерно-геологические условия Поэтому представляется актуальной задача оценки и обеспечения прочности и устойчивости проектируемых, строящихся и эксплуатируемых газопроводов в сложных природно-климатических (инженерно-геологических) условиях

Целью работы является обеспечение работоспособности линейной части магистральных газопроводов, проложенных в сложных инженерно-геологических условиях, на основе оценки стабилизации напряженно-деформированного состояния (НДС) выявленных потенциально-опасных участков по результатам выполнения диагностики техническими средствами и расчетным путем и последующих ремонтно-восстановительных мероприятий

В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе были решены следующие основные задачи:

1) анализ развития карстопроявлений по трассе газопроводного коридора и оценка характера их воздействия на газопровод,

2) разработка математической модели НДС трубопровода, расчетных и технических методов оценки прочности и устойчивости газопроводов, проложенных по карстовой территории, с применением результатов инженерно-геологического обследования, включающего инженерно-геодезические, геофизические и инженерно-геологические работы,

3) совершенствование технологии выполнения ремонтно-восстановительных работ (РВР) на газопроводах, подверженных воздействию карста, а также методов контроля напряженно-деформированного состояния на этапах выполнения РВР и последующей эксплуатации газопровода,

4) разработка магематической модели, расчетных и технических методов оценки напряженно-деформированного состояния газопроводов, проложенных по обводненной карстовой территории, а также технологии стабилизации положения газопровода,

5) анализ условий эксплуатации и разработка методов расчета НДС и устойчивости газопроводов на оползневом склоне,

6) анализ НДС газопроводов на оползневом склоне, оценка и обеспечение прочности и устойчивости газопроводов при противооползневых ремонтно-восстановительных мероприятиях и последующей эксплуатации

Научная новизна

1 Разработаны научно-методические основы оценки прочности и устойчивости эксплуатирующихся в сложных инженерно-геологических условиях газопроводов, позволяющие выявить степень влияния на напряженно-деформированное состояние трубопровода изменения грунтовых условий, обусловленного обводнением, развитием карста и оползней, изменения параметров и режимов эксплуатации газопровода и особенностей его конструкции

2 Впервые установлено, что для случая всплывшей трубы с аркой, с ростом внутреннего давления, приводящего к увеличению веса трубы с газом, не происходит соответствующего увеличения прогиба трубы вниз, а, наоборот, возрастает стрела подъема арки, определяемая не только выталкивающей силой воды, но и эквивалентным продольным усилием, зависящим от параметров эксплуатации и степени защемления грунтом примыкающих слева и справа частей газопровода к обводненному участку

3 Впервые показано определяющее влияние изменения внутреннего давления на изгиб газопровода, проложенного в сложных инженерно-геологических условиях, при которых чрезмерный изгиб трубопровода,

предшествующий его разрушению, определяется не вертикальной составляющей нагрузки, а воздействием внутреннего давления

4 Разработан метод расчета напряженно-деформированного состояния и устойчивости газопровода на оползневом склоне, учитывающий физическую природу и механизм его возможного разрушения Показано, что наличие горизонтального участка на подошве склона уменьшает продольные растягивающие напряжения в стенке трубы, что приводит к преобладающему воздействию внутреннего давления, вызывающего чрезмерный изгиб и потерю устойчивости газопровода.

5 Впервые установлено, что сезонное изменение грунтовых условий, приводящее к уменьшению степени защемления газопровода, обусловливает чрезмерный изгиб при обычных режимах транспорта газа, предшествующий отказу или аварии газопровода При этом воздействие внутреннего давления, а не только температурных напряжений (как было принято ранее), является определяющим прочность и устойчивость газопровода

Практическая значимость

Разработана и впервые реализована в полном объеме технология ремонтно-восстановительных работ на газопроводах диаметром 1420 мм Ужгородского коридора, подверженных карстовому и оползневому воздействию на обводненной территории, в рамках «Программы работ по решению проблемы защиты газопроводов Ужгородского коридора от карстовых явлений», утвержденной ОАО «Газпром» в декабре 1995 г, и «Программы работ по защите магистральных газопроводов Ужгородского коридора от оползневых явлений», утвержденной ОАО «Газпром» в апреле 1996 г Это позволило перевести ремонтно-восстановительные работы на карстоопасных участках из разряда аварийных работ в раздел планируемого ремонта

проложенных по карстовой территории», которые разработаны по Программе НИОКР и содержат результаты выполненных автором исследований Они послужили регламентирующими документами при диагностике и выполнении ремонтно-восстановительных работ на газопроводах ООО «Пермтрансгаз» Реализация этих мероприятий обеспечила безаварийную эксплуатацию газопроводов

Результаты выполненных В А Чичеловым исследований используются в учебном процессе УГНТУ в виде учебного пособия «Расчет напряженно-деформированного состояния и прочности магистральных газопроводов, проложенных по карстовой территории» (Уфа УГНТУ, 1999 - 76 с) и монографий «Расчет магистральных газопроводов в карстовой зоне» (Уфа Гилем, 1999 - 215 е.), «Расчет и обеспечение прочности трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях Том 1 Численное моделирование напряженно-деформированного состояния и устойчивости трубопроводов» (М Изд-во «Интер», 2005 - 706 с), Том 2 Оценка и обеспечение прочности трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях (М Изд-во «Интер», 2006 -564с) Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались на Международной научно-практической конференции «Инженерно-геологическое обеспечение недропользования и охраны окружающей среды» (г Пермь, 1997 г),

на XX школе—семинаре по проблемам механики сложных сред в системах добьгчи, транспорта и переработки нефти и газа (г Уфа, 1997 г ),

на региональной конференции «Геология и полезные ископаемые Западного Урала» (г Пермь, 1997 г),

на Международной научно - технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России» (г Уфа, 1998 г ),

на II Международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем» (УГНТУ, г Уфа, 2000 г ),

на II Конгрессе нефтегазопромышленников России (г Уфа, 2000 г ),

на Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы прогнозирования, предотвращения и ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций» (г Уфа, 2000 г),

на заседании секции «Техническое обслуживание и ремонт газопроводов», НТС ОАО «Газпром» (г Москва, 2000 г),

на III Конгрессе нефтегазопромышленников России Секция Н «Проблемы нефти и газа» (г Уфа, 2001 г),

на электронной конференции «Научные исследования высшей школы по приоритетным направлениям науки и техники» (МЭИ, г Москва, 2002 г ),

на Международной научно-технической конференции «Трубопроводный транспорт - сегодня и завтра» (г Уфа, 2002 г ),

на IV Конгрессе нефтегазопромышленников России «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья» (г Уфа, 2003 г),

на IV Международной научно-технической конференции «Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта» (г Новополоцк, 2003 г),

на научно-технической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья» (г Уфа, 2004 г)

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, семи глав, основных выводов, списка литературы и приложений Содержание работы изложено на 342 страницах машинописного текста, включая 98 рисунков, 24 таблицы, список литературы состоит из 248 наименований

Во введении приводится общая характеристика работы, раскрыта актуальность темы исследования Сформулированы цель и задачи исследования, отражена научная новизна и практическая ценность полученных результатов, дано краткое содержание работы

В первой главе выполнен анализ научных работ, посвященных оценке прочности, устойчивости и технологиям обеспечения работоспособности трубопроводов, проложенных в сложных инженерно-геологических условиях

Вопросам НДС, прочности и устойчивости трубопроводов посвящены теоретические и экспериментальные исследования А Б Айнбиндера, В Л Березина, П П Бородавкина, Л И Быкова, Н П Васильева, С В. Виноградова, А Г Гумерова, Л М Емельянова, И А Иванова, О М Иванцова, В И Ильина, А Г Камерштейна, ИИ Мазура, ИВ Перуна, ИП Петрова, ЮИ Спектора, В В Спиридонова, К Е Ращепкина, В В Харионовского, Э М Ясина и других авторов Ими получены и обобщены данные о типах и уровнях природно-климатических нагрузок на трубопровод, проложенный в сложных инженерно-геологических условиях, разработаны основные положения расчета его прочности и устойчивости

В последние годы обострилась проблема надежности трубопроводов, проложенных в слабонесущих грунтах Западной Сибири и Урала, что обусловило дальнейшее развитие исследований в этом направлении в работах Алешина В В , Горковенко А И, Иванова И А, Иванцовой С Г, Кутузовой Т Т , Мужива С А , Решетникова А Д, Фесенко С С, Шилина АН и др, посвященных совершенствованию методов обеспечения стабилизации положения трубопроводов

Эксплуатация газопроводов в сложных инженерно-геологических условиях относится к области нестандартных условий их функционирования Взаимодействие природного массива с особыми свойствами и трубопровода приводит к возникновению наряду с общими внешними закономерными проявлениями, характерными для трубопроводов, работающих в обычных условиях, своих особенностей совместной деформации на потенциально опасном участке При техногенном вмешательстве интенсивность этих процессов возрастает иногда в несколько раз, что вызывает аварийные ситуации

По результатам обследований и анализа разрушений газопроводов, эксплуатирующихся в нестандартных условиях, установлено, что основной причиной аварий явились чрезмерные изгибные деформации, о чем

свидетельствует характер разрушения труб: раскрытие кольцевых монтажных стыков или образование грещин но этим стыкам (рис. 1),

Рис. 1

Перенапряжение труб происходило в результате действия неучтенных в проектной документации нагрузок: силовое воздействие оползающих грунтов, размыв подводных трубопроводов, просадка грунтов и оголение трубопровода б карстовой зоне.

Проведенный анализ научно-исследовательских публикаций и щормативно-технических документов по проблеме прочности и устойчивости подземных трубопроводов, проложенных в сложных инженерно-геологических условиях, показал, что: аварии на газопроводах происходят чаще всего на участках, характеризующихся отклонением от проектного положения; отсутствовали нормативные и методические документы на момент проектирования действующих магистральных трубопроводов, а также исследования о типах и уровнях природно-климатических нагрузок на трубопровод, проложенный в вышеуказанных условиях; существующими исследованиями не в полной мере установлены основные факторы, определяющие высокий уровень НДС, Предшествующий потере устойчивости и разрушению трубопроводов, проложенных и сложных инженерно-геологических условиях; отсутствует оценка степени опасности изменения грунтовых условий, режима эксплуатации

(внутреннее давление и температурный перепад) на прочность и устойчивость потенциально опасных участков трубопроводов, существующие методы расчета НДС трубопроводов, основанные на использовании гипотезы о малых перемещениях, не позволяют производить достоверную оценку прочности и устойчивости трубопровода при значительных пространственных перемещениях, которые могут происходить в слабонесущих грунтах

В частности, для трубопроводов, проложенных на оползневых участках, в расчетах прочности и устойчивости не всегда корректно ставится задача о НДС, которая не раскрывает физическую картину совместной деформации трубопровода с оползающим грунтом, поскольку при составлении уравнений равновесия эквивалентное продольное усилие, вызывающее изгиб трубопровода, подменяется продольным усилием, которое в зависимости от параметров эксплуатации и степени воздействия грунта на трубу либо его растягивает, либо сжимает

Расчеты НДС трубопроводов, проложенных в сложных инженерно-геологических условиях, в основном, выполнены с применением решения уравнений продольно-поперечного изгиба стержня в упругой внешней среде или балки на упругом основании, моделирующих трубопровод Полученные решения в конечных аналитических выражениях справедливы для случая, когда продольное усилие постоянно по длине рассчитываемого участка Последнее условие выполняется только при величине прогиба трубопровода, соизмеримого с толщиной его стенки При больших величинах прогиба, характерных для трубопроводов, деформирующихся со слабонесущими грунтами, эти решения дают не всегда верные результаты

Обеспечение работоспособности газопроводов осуществляется проведением ремонтных работ, объем которых в последнее время значительно возрос в связи с прогрессирующим старением линейной части ОАО «Газпром» приняло к исполнению несколько специальных, в тч и комплексных программ работ по проведению противокарстовых, противооползневых мероприятий, по ликвидации всплывших в результате потери продольной устойчивости участков Разработаны и применяются различные технологии выполнения ремонтных работ,

учитывающие конкретные условия прохождения и эксплуатации газопроводов Однако выбор той или иной технологии не всегда достаточно обоснован и не всегда сопровождается диагностическими работами на всех этапах ремонта и в последующей эксплуатации отремонтированного участка

Недостаточно разработаны методы выявления потенциально опасных участков, поскольку в них отсутствуют методика и система контроля НДС газопровода, а в применяемых технологиях ремонта газопроводов не содержится поэтапный контроль НДС трубопровода

В соответствии с избранной целью, на основе результатов предшествующего анализа в диссертационной работе были поставлены основные задачи исследования

Вторая глава посвящена анализу условий эксплуатации газопроводов, проложенных по карстовой территории

Магистральные газопроводы, проложенные в сложных природных условиях Среднего и Северного Предуралья, только по территории Пермской области пересекают массивы карстовых пород на протяжении 600 км Эти породы представлены известняками, доломитами, гипсами, ангидритами, толщами каменных солей и др Там, где на поверхности местность сложена легкорастворимыми гипсами, ангидритами, солями, развивается так называемый голый тип карста Уже в естественных условиях, даже без техногенного вмешательства, каждый километр будущей трассы был осложнен сотнями карстовых форм в виде воронок, котловин, польев, карстовых логов и пр При строительстве газопровода произошло техногенное преобразование в карстовом массиве Интенсивность карстово-суффозионных процессов возросла на 2-3 порядка, что резко нарушило стабильное состояние системы «труба — карстовый массив»

Наиболее опасным является участок, приуроченный к Иренскому карстовому району Приуральской провинции на трассе коридора газопроводов «Уренгой - Ужгород» Район этот известен случаями карстовых провалов зданий, опор мостов, участков железнодорожного полотна и пр Поэтому районирование территории и детальное описание типов карста выполняются здесь с 40 - х годов

многочисленными исследователями В отмеченном районе ширина коридора в шесть ниток составляет 250 м

Высокая активность карстового процесса на данном участке трассы обусловлена

1) преобладанием в геологическом строении участка гипсов, ангидритов, загипсованных и засоленных пород,

2) достаточным избытком влаги в районе (500 мм и более в год),

3) приуроченностью участка трассы к массиву западного крыла Уфимского вала, характеризующегося благоприятными условиями для карстообразования

На основании анализа известных методов оценки интенсивности карстового процесса было показано, что подземные карстовые полости образуются на трассе газопровода в 2,5 раза быстрее, чем поверхностные формы В условиях техногенеза возрастание интенсивности карстового процесса происходит за счет, во-первых, разрыхления горных пород в верхней части зоны аэрации в процессе рытья траншей под трубопроводы и их засыпки крупноблочным материалом после укладки трубы, а также в процессе буровзрывных работ При этом значительно усиливается инфильтрация атмосферных: осадков в массив карстующихся пород Траншеи при этом сами превращаются в водосборные каналы и в водоподводящие устройства в понижения рельефа (в суходолы), под которыми и размещены зоны сосредоточения подземных вод, выполняющих главную карстово-суффозионную работу Траншеи если не увеличивают площадь водосбора зон сосредоточения подземных вод, то, во всяком случае, повышают скорости их движения в направлении к этим зонам Во-вторых, высокая температура эксплуатируемых газопроводов переводит твердые снеговые осадки, выпадающие над газопроводом, в жидкое активное состояние, в зимний период карстовый процесс не только не затухает, а активизируется за счет повышения температуры и за счет превращения его из сезонного (весенне-летне-осеннего) в круглогодичный При этом газопроводы превращаются в снеговые ловушки за счет накопления снега в вытаивающих понижениях снегового покрова в условиях поземки Таким образом, общее количество снеговой воды, собираемое через

траншеи и водосборные каналы к зонам сосредоточения подземных вод, значительно возрастает

Плотность карстовых воронок перед строительством газопроводов составляла 9500 шт/км2 В первые годы эксплуатации газопроводов на некоторых участках трассы формировалось ежегодно по 100 и более воронок на гектар, что было обусловлено техногенным воздействием Несмотря на то что засыпка воронок глинистым грунтом и упорядочение поверхностного стока позволили уменьшить число вновь образующихся воронок, тем не менее их количество все еще оставалось значительным Так, на одном 1652 километре карстоопасного участка газопроводов Бардымского ЛПУМГ проведенное обследование позволило выявить 6 вновь образовавшихся воронок в период с мая 1998 по июль 1999 г

В настоящее время все большую опасность начинают представлять карстовые провалы, обусловленные подземными карстовыми формами Они формируются на глубине от нескольких метров до 20 м в так называемой переходной зоне, где происходят непрерывные сезонные и многолетние колебания уровня трещинно-карстовых вод Эти воды агрессивно воздействуют на карстующиеся породы и, растворяя их, формируют подземные полости больших объемов и протяженные ходы

Таким образом, изучая характеристики карстовых полостей, можно заключить, что

1) карстовые полости находятся в зоне прохождения газопроводов на различной глубине от поверхности земли,

2) обрушаясь, карстовые полости деформируют грунт вместе с трубопроводом (рис 2),

3) трубопровод может провисать в пределах карстовой полости вместе со сводом грунта над трубой (рис 2)

Для обеспечения безаварийной эксплуатации магистральных газопроводов, проходящих через зону расположения карстовых воронок и полостей, необходимо исследовать НДС трубопроводов с учетом размеров и взаимного расположения воронок и полостей, динамики их развития и состояния грунта

Рис. 2. Обрушение фунта и провисание газопровода над карстовой полостью

В третьей i .laue проведены анализ напряжен но-деформированного состояния и оценка прочности газопроводов в карстовой зоне, Рассмотрены: обследование газопровода, экспериментальные методы исследования напряЖенно-деформированного состояния трубопроводов, техника и технология Мониторинга напряженно-деформированного состояния фубопровода (в т.ч. формирование системы г [рота но кар с то ной защиты, характеристика

многофункциональной спектрально-акустической системы контроля напряжений, применяемой при мониторинге, технология выполнения замеров напряжений и стенке трубы, анализ результатов измерений, использование результатов измерений для оценки прочности газопроводов, анализ напряженно-деформированного состояния газопроводов по результатам повторных замеров па примере шестой нитки «Ямбург-Западная граница», апробация методики мониторинга на другом участке газопроводного коридора). Разработана методика расчета напряженно-деформированного состояния и оценка прочности газопровода, включающая учет трассовых условий в расчетах НДС участка, проложенного по карстовой территории, порядок составления расчетной базы данных для рассматриваемого участка, постановку задачи, совместное интегрирование уравнений, описывающих напряженно-деформированное

состояние отдельных участков газопровода методом конечных элементов, анализ напряженно-деформированного состояния участка газопровода, обусловленного конструктивными особенностями, параметрами и режимами эксплуатации и состоянием грунта, а также оценку прочности газопровода согласно положениям СНиП 2 05 06-85* и других нормативно-технических документов

При установлении потенциально опасных аномальных зон степень активности карстового процесса определяется оценкой влияния межсезонного состояния грунта на НДС газопровода Если отмечается рост уровня напряжений независимо от сезона года, то это означает, что карстовый процесс идет активно и аномальная зона является опасной Установлено, что в газопроводе имеются сечения, где суммарные продольные напряжения растяжения (сжатия) и изгибные напряжения соизмеримы с кольцевыми напряжениями, возникающими от рабочего давления Данные сечения являются потенциально опасными и требуют постоянного контроля Разработана методика установления наиболее опасных аномальных зон по трассе и потенциально опасных сечений газопроводов с использованием полученных расчетных зависимостей и результатов инженерных изысканий, включающих карстологическую съемку, геофизические и буровые работы, мониторинг напряженного состояния

Выполнено исследование напряженно-деформированного состояния действующего газопровода, проложенного по карстовой территории, с учетом его продольного профиля, параметров эксплуатации, с целью нахождения характеристик, определяющих прочность и устойчивость трубопровода на потенциально опасных участках Установлено, что в отличие от линейной зависимости кольцевых напряжений от давления, зависимость изгиба от последнего является нелинейной Трубопровод в изменяющихся грунтовых условиях именно под воздействием давления и температурных напряжений, величина которых не превышает эксплуатационных значений, принимает новые формы равновесия, сопровождаемого чрезмерным изгибом, являющимся одной из основных причин отказов и аварий трубопроводов, подверженных воздействию карста

На рис 3 представлены расчетная схема и эпюры основных характеристик НДС газопровода В подрисуночных надписях к ней указаны р0 -внутреннее рабочее давление, Дг-перепад температуры, равный разности температуры транспортируемого газа и температуры замыкания при строительстве трубопровода Исходные данные взяты из проектно-исполнительской документации Значения физико-механических характеристик грунтов основания и засыпки дополнены по результатам лабораторных исследований В расчетной схеме рассматриваемый участок условно разделен на 11 частей в зависимости от типа грунта основания и засыпки, конструктивных особенностей трубопровода прямолинейная труба, выпуклая или вогнутая вставка Части условного разбиения, имеющие различные длины, обозначены в расчетной схеме через I, -Ьп, а на эпюрах указаны только числами от 1 до 11 по горизонтальной оси Хотя они имеют различные длины, на рисунках они приняты одинаковыми Они также отличаются кривизной продольной оси, типами грунтов основания и засыпки По оси ординат изображены основные характеристики НДС трубопровода продольные перемещения и, прогибы V, напряжения от продольных усилий сгт, изгибные напряжения <тм

Эпюры на рис 3 соответствуют характеристикам НДС трубопровода при обычных режимах его эксплуатации, те. ра = 5,8МПа, А( = 24°С, а эпюры на рис 4 - при р0 = 0,25 МПа, Дг = 24°С Этот режим имеет место в случае, когда в газопроводе происходит резкое падение внутреннего рабочего давления и при этом некоторое время температура стенки газопровода не изменяется, те ее температура равна температуре режима эксплуатации

Анализируя НДС трубопровода по этим эпюрам, выявляется влияние на него грунтовых условий, конструктивных особенностей и параметров режима эксплуатации трубопровода на ремонтируемом участке В результате анализа получен основной вывод

сброс внутреннего рабочего давления с 5,8 МПа до 0,25 МПа приводит к уменьшению вертикальной составляющей нагрузки на трубопровод на 5%, а максимального прогиба трубопровода м> - более чем в два раза по сравнению с

8.0Е+01 6 ОЕ+01 4.0Е+01

®©@®®®®®®©©

©®®®®®®®®@©

4.0Е+02 З.ОЕ+02 2.0Е+02

ге

1.0Е+02 О.ОЕ+ОО 12 -1.0Е+02 -2,0 £+02 -3.0Е+О2

д)

®©©©©©©©®©©

Рис 3 Расчет основных параметров НДС участка трубопровода а) расчетная схема трубопровода (р0 = 5,8 МПа, Л? = 24°С ), б) эшора продольных перемещений, в) прогибов, г) напряжений от продольных усилий, д) изгибных напряжений

а)

М,

и.\.и

- Г 7

(

/ -

1 _I_ 1

2.0Е-02 1.0Е-02 О.ОЕ+ОО 5 -1 0Е-02 а" -2 0Е-02 -3.0Е-02 -4 0Е-02

-5 0Е-02 . ... —_________________________-________________________________

б) ®®®®®®@®®@©

1.0Е-01 О.ОЕ+ОО -1.0Е-01 -2.0Е-01 -30Е-01 -4.0Е-01 -5.0Е-01

В)

6.0Е+О1

4 0Е+01

ш 2.0Е+01 П

2 О.ОЕ+ОО

6 -2.0Е+01

О©®®©®©©®©©

Г)

2.0Е+02 1.5Е+02 1.0Е+02 С 5.0Е+01 2 о ОЕ+ОО § -5.0Е+01 -1 0Е+02 -1,5Е+02

©®®®®®®®®@©

гА1

•

N р

1 Л7

д)

®®®®®®@®®@©

Рис 4 Расчет основных параметров НДС участка газопровода после снятия давления а) расчетная схема трубопровода (р0= 0,25 МПа, = 24"С), б) эпюра продольных перемещений, в) прогибов, г) напряжений от продольных усилий, д) изгабных напряжений

соответствующим прогибом трубопровода при обычном режиме эксплуатации (р0= 5,8 МПа, А? = 24°С) Подобные соотношения имеют место и для максимальных изгибных напряжений

Следовательно, характеристики изгиба определяются не только вертикальной составляющей нагрузки, но в большей степени воздействием давления Поскольку величина изгибных напряжений становится соизмеримой с кольцевыми от рабочего давления, то это означает, что газопровод находится в нестабильном положении, а сам участок является потенциально опасным

Основные результаты исследований подтверждены данными замеров напряжений на потенциально опасных участках трубопровода показателем его нестабильности положения в изменяющихся грунтовых условиях является зависимость его формы изгиба от параметров эксплуатации Оценка прочности и устойчивости по данным нивелирования и замеров напряжений, а также по разработанной методике расчета на этих участках позволяет найти наиболее нагруженные сечения трубы и дает возможность обосновать выбор технологии ремонта и контролировать напряженно-деформированное состояние трубопровода на этапах его выполнения

Разработана технология диагностики состояния газопроводов в карстовых зонах, включающая геологические обследования грунтов в месте наружного проявления карста, геофизические методы (вертикальное электрозондирование), бурение, осмотр полостей подземной телекамерой и аэрофотосъемка, определение глубины положения трубопровода приборным способом, определение «абсолютных» значений характеристик НДС трубопровода, геологический мониторинг карстового массива и мониторинг напряжений трубопровода

Четвертая глава посвящена разработке и выполнению ремонтно-восстановительных мероприятий на газопроводах, подверженных воздействию карста Дана характеристика и оценка проведения таких мероприятий, как заполнение поверхностных карстопроявлений и карстовых полостей, целенаправленный отвод поверхностного водостока и создание

водонепроницаемых покрытий и заградительных стенок, восстановление проектного положения газопровода, использование опорной конструкции типа балочного перехода

С использованием полученных в диссертационной работе результатов создана и реализована в ООО «Пермтрансгаз» «Программа работ по защите участков магистральных газопроводов от карстообразований», утвержденная ОАО «Газпром» Обобщен опыт проведения противокарстовых мероприятий, выполняемых на магистральных газопроводах предприятия «Пермтрансгаз» и дана оценка эффективности выполненных противокарстовых мероприятий по степени воздействия на развитие карста, по сложности проведения этих мероприятий и достигнутой степени разгрузки трубы

Обследование трассы показало, что большое количество участков газопроводов имеет сверхнормативную глубину засыпки В случае совмещения таких участков с карстовыми полостями возникают дополнительные напряжения в трубопроводах Уменьшение продольных напряжений, вызванных изгибом оси трубопровода, предложено осуществить, разгрузив его путем снятия грунта, что дает возможность восстановить проектное положение трубопровода Увеличение радиуса изгиба газопровода в вертикальной плоскости, т е степень выпрямления оси, а также уровень изгибных напряжений определяются длиной вскрытого участка и условиями, в которых находятся примыкающие участки

Технология восстановления проектного положения газопровода путем снятия грунта заключается в следующем Отрываются траншеи по обе стороны от газопровода на глубину до нижней образующей трубы Затем производится снятие грунта с верха трубы Установление необходимой длины траншей и определение эффективности выполняемой работы производится с помощью геодезической съемки газопровода по его верхней образующей Контроль изменения положения оси трубопровода позволяет ограничить длину вскрытия трубы, после достижения которой вертикальное перемещение трубы прекратится. Для оценки эффективности снятия грунта с газопровода в аномальной зоне необходимо сопоставить характеристики НДС газопровода до и после проведения ремонтно-восстановительных работ На рис 5 в виде круговых эпюр

построены ¡рафики изменения продольных напряжений в поперечном сечении (по часам 730, 900, 10эо, 1200, I10, З00, 430 по ходу газа) газопровода, расположенном нал центром карстовой полости (шурф 5-13). Вид этих эпюр указывает на то, что труба изгибается в вертикальной плоскости, причем нижняя часть трубы в продольном направлении растягивается, а верхняя часть сжимается. Следовательно, изгибные напряжения в этом сечении Трубы определяются пролетными изгибающими моментами. Это подтверждает тот факт, что данное сечение находится над карстовой полостью, а не в примыкающих к ней участках газопровода. Максимальные уровни растягивающих и сжимающих напряжений, соответственно, равны 330 МПа и минус 320 М11а и по абсолютной величине примерно равны кольцевым напряжениям в стенке грубы от рабочего давления.

Шурф 5-13(62)

12.01)

3.<Ю

6 00

Продольный напряжения, а, МНа

7.30 I 9,00 10.30 ' 12.00 1.30 3.00 4,30

330 I 30 п -170 I -320 -290 80 330

Рис. 5. Этора продольных напряжений Ямбург-Елец 2

Мониторинг НДС участка газопровода, находящегося в аномальной зоне № 32, показал, что причиной чрезмерных деформаций газопровода является искривление его продольной оси За счет частичного обрушения карстовой полости и просадки грунта вместе с газопроводом, который проходит через карстовую воронку, ранее засыпанную грунтом в ходе строительства, расстояние от нижней образующей трубы до верха засыпки превышает проектное почти в два раза

Для уменьшения деформации газопровода снимается грунт с верха трубы в аномальной зоне Рассмотрена целесообразность выполнения этих работ На первом этапе работ было снято давление в газопроводе, труба откопана от грунта в аномальной зоне, установлены два дополнительных тензопоста 5-13-2 5-13-3 слева и справа от тензопоста 5-13, соответственно, на расстояний 25 м На втором этапе подбивается грунт под газопровод для стабилизации его положения, затем производится засыпка грунтом до проектной высоты При этом необходимо обеспечить доступ к тензопастам На каждом этапе работ для контроля НДС газопровода в его поперечных сечениях, где были установлены тензопосты, замерялись продольные напряжения Сопоставление характеристик НДС на этапах выполнения РВР представлено в табл 1

Таблица 1

Сопоставление характеристик НДС газопровода на этапах выполнения РВР

Этапы РВР Продольные напряжения, О", МПа

7 30 9 00 10 30 12 00 1 30 3 00 4 30

До начала работ 330 30 -170 -320 -290 80 330

Труба откопана 150 80 -110 -220 -70 60 120

Труба закопана 160 80 -120 -230 -80 40 150

Снятие грунта с трубы в аномальной зоне не привело к полной разгрузке ее от изгибных напряжений Поэтому на участке газопровода, находящемся в аномальной зоне, необходимо периодически контролировать его НДС

Для оценки достоверности результатов расчета характеристик НДС газопровода по разработанной методике использованы для сопоставления опытные данные тензометрирования Сравнение значений представлено в табл 2

Из таблицы видно, что расхождение замеренных и расчетных данных колеблется в пределах 5 - 17 % Указанные величины находятся в пределах погрешности, допускаемых при оценке НДС трубопроводов, деформирующихся совместно с грунтом

Учитывая накопленный опыт ООО «Пермтрансгаз» по эксплуатации 600 км газопроводов на карстоопасных участках, этот вопрос из разряда аварийных работ переведен в строку планируемого ремонта

Таблица 2

Сопоставление замеренных и расчетных значений суммарных продольных напряжений

Напряжения Этапы выполнения ремонтных работ

Труба до начала ремонтных работ

Левое опорное сечение Сечение, Правое опорное

газопровода расположенное в сечение газопровода

середине пролета

По верхней По нижней По верхней По нижней По верхней По нижней

образующей образующей, образующей образующей. образующей образующей,

4,, МП. "пр МПа <г®р,МПа 4»МПа

Замеренные - - -320 370 - -

Расчетные 320 -280 -280 -340 290 -220

Труба после ремонтных работ

Замеренные 170 -200 -230 210 190 -120

Расчетные 190 -180 -200 230 180 -140

Расхождение

расчетных 11,8 10,0 13,0 9,5 5,2 16,б

значений,%

Основным содержанием пятой главы является исследование напряженно-деформированного состояния и разработка научно-обоснованных мероприятий по стабилизации положения газопроводов в обводненных: грунтах, подверженных карстовым процессам Ярким примером такого участка является Мазуевская депрессия, по которой проходит 4-ниточный коридор газопроводов ООО «Пермтрансгаз» В данной главе рассмотрены сбор и обработка натурных данных по напряженному состоянию потенциально опасных участков

газопроводов, расчет напряженно-деформированного состояния трубопроводов, проложенных в пересеченной местности с обводненными участками, включающий постановку задачи и ее решения, компьютерное моделирование, анализ НДС и оценку прочности участка газопровода в Мазуевской депрессии, анализ НДС газопровода в случае его всплытия на обводненном участке и оценку эффективности стабилизации положения газопровода с помощью анкеров

В отличие от ранее разработанных расчетов трубопроводов на обводненных участках, предложенный здесь метод расчета НДС позволяет исследовать влияние эксплуатационных нагрузок на изгиб трубопровода при его всплытии на отдельных участках, когда стрела его подъема составляет порядка радиуса трубы Применение классической линейной теории изгиба, которая не учитывает перераспределение внутренних силовых факторов, вызванных деформацией трубопровода, а также воздействием внутреннего давления и температурных напряжений, приводит в данном случае к некорректным результатам, не раскрывает физическую картину деформации трубопровода В частности, в диссертации для случая всплывшей трубы с аркой показано, что с ростом внутреннего давления, которое приводит к увеличению вертикальной составляющей нагрузки (вес трубы с газом) и уменьшению выталкивающей силы воды, соответствующего увеличения прогиба не происходит, а, наоборот, возрастает стрела арки подъема

Величина стрелы арки подъема определяется не только выталкивающей силой воды, но и эквивалентным продольным усилием Sx, которое находится по формуле

S*=Po Fc„-Tx, О)

где р0 - внутреннее давление,

Fce - площадь поперечного сечения трубы «в свету», Тх - продольное усилие растяжения (сжатия) трубы

Если уменьшается степень защемления концов всплывшего участка, то уменьшается величина растягивающего продольного усилия Тх Поэтому последнее в меньшей степени будет компенсировать воздействие внутреннего

давления, вызывающего изгиб трубопровода Следовательно, арка подъема будет возрастать То же самое наблюдается с ростом температурных напряжений, которые в зависимости от величины внутреннего давления и совместной деформации газопровода с грунтом на участках, прилегающих к обводненной части, приводят к уменьшению растягивающего усилия Тх или к росту сжимающего усилия Тх Таким образом, труба может потерять устойчивость не за счет воздействия выталкивающей силы воды, а вследствие воздействия внутреннего давления, температурных напряжений и сезонного изменения состояния грунта

Для осуществления ремонтно-восстановительных мероприятий на обводненном участке, где невозможно по техническим причинам провести замеры напряжений в стенке трубы, необходимо определить расчетным путем характеристики НДС до выполнения ремонтных работ и на последовательных этапах реализации различных вариантов восстановительных мероприятий Разработан метод вариантного проектирования, позволяющий определить количество и расстановку дополнительных пригрузов или анкеров по длине обводненной части рассматриваемого участка трубопровода, а также найти вес дополнительных пригрузов или удерживающую силу анкера в зависимости от длины обводненной части, величины выталкивающей силы воды, параметров эксплуатации и от совместных деформаций подземных примыкающих участков трубопровода с грунтом Установлено, что для рассмотренных вариантов расстановки анкеров на трубопроводе усилия, воспринимаемые каждым из анкеров, не равны между собой Поэтому принятие в расчетах несущей способности анкеров предположения о том, что нагрузки от выталкивающей силы воды распределяются равномерно между анкерами, не всегда справедливо и в ряде случаев будет давать некорректные результаты Усилие, воспринимаемое каждым анкером, зависит не только от их количества и расстояния между ними, но и от параметров эксплуатации и формы изгиба трубопровода, которая в свою очередь зависит от типа грунта, прилегающего к обводненной части, и состояния этого грунта, а также от вертикальных отметок установленных анкеров Путем

изменения жесткости хомута анкерного устройства и заглубления трубопровода в грунт показано, что можно добиться уменьшения стрелы подъема участка газопровода, а также равномерно распределить нагрузку на анкеры Последнее является важным для удержания анкера в грунте и стабилизации положения газопровода.

В шестой главе выполнен анализ условий эксплуатации, напряженно-деформированного состояния и устойчивости газопроводов на оползневом склоне

Разработан диагностический комплекс для контроля состояния системы «труба - оползневой склон», который включает в себя непрерывный контроль НДС трубопровода вмонтированными в него «интеллектуальными вставками», периодический (сезонный) контроль НДС трубопровода ультразвуковыми датчиками «Астрон», непрерывный контроль НДС грунтовых масс радиоэлектронными датчиками, периодический гидрологический контроль русловых процессов, установку реперов для контроля за движением оползня

Для борьбы с оползневыми явлениями и своевременного прогнозирования возможной их опасности для газопроводов выполнен комплекс инженерно-геологических работ, включающий инженерно-геологическое обследование масштаба 1 25 ООО с использованием материалов дешифрирования аэрофотоснимков трассы аналогичного или близкого масштаба На них хорошо воспринимается стереоскопический эффект, позволяющий установить места развития оползневых явлений Дешифрирование аэрофотоснимков трассы газопровода позволило выделить участки активной эрозионной деятельности - образование промоин, оврагов, которые легко дешифрируются на снимках

Основная задача геодезических наблюдений заключалась в своевременном выявлении активизации оползневых явлений еще на стадии подготовки оползня путем фиксации микроподвижек и деформаций поверхности в фазе глубинной ползучести склона

В результате наблюдений установлено положение поверхности скольжения оползня на основании наблюдений за микроподвижками склона, динамика оползневых подвижек для выявления корреляции между их интенсивностью и

оползнеобразующими факторами и определения стадии (затухание или активизация) движения массива, траектория движения точек массива в пространстве для выбора наиболее рационального размещения противооползневых конструкций, деформация трубопровода и противооползневых сооружений для определения степени их опасности и эксплуатационной надежности участка

Анализ аварий, имевших место на наиболее характерном оползневом участке (район 9-ниточного подводного перехода магистральных газопроводов через р Кама) показал, что в результате оползневых процессов имеют место

1) раскрытие монтажного сварного стыка из-за имеющихся внутренних дефектов,

2) трещина по кольцевому монтажному стыку,

3) трещина по кольцевому автоматическому сварному стыку в верхней образующей,

4) раскрытие кольцевого монтажного сварного стыка на верхней образующей из-за дефектов сварки и др

Наиболее характерным примером является авария 2 категории, которая произошла до выполнения противооползневых мероприятий с возгоранием газа на данном участке 7-й нитки газопровода Причиной аварии явилось наличие на теле трубы механического повреждения в виде вмятины, пересекающей продольный заводской шов с последующим образованием сквозной трещины Разрушение трубы произошло из-за воздействия дополнительной нагрузки на трубу от подвижки грунта на оползневом склоне На основании результатов расследования установлено, что трубопровод в месте разрыва длительное время испытывал сверхнормативные изгибающие нагрузки, вызванные оползневыми процессами на береговом склоне р Кама в сочетании с потерей несущей способности подстилающего грунта, связанной с обводнением

Разработана расчетная модель для определения НДС трубопровода на оползневых и сложно-пересеченных участках, включающая алгоритмы расчета реакции грунта при его совместных деформациях с подземным трубопроводом, подверженным оползню, построение модели совместной деформации

трубопровода и оползающего грунта Выполнено исследование НДС газопровода при воздействии грунта, оползающего вдоль его продольной оси, и исследование влияния конструктивных особенностей трубопровода, находящегося в оползневом грунте, на его напряженно-деформированное состояние

Сложность расчетной схемы подземного трубопровода, состоящего из произвольного сочетания прямолинейных и криволинейных участков, разнообразие характеристик грунта по длине рассматриваемого участка, существенная нелинейность системы и среды вызвали необходимость

1) отказа от традиционных аналитических методов расчета, где принимается симметричное нагружение относительно середины участка трубопровода вертикальной распределенной нагрузкой при воздействии оползня и не учитывается воздействие внутреннего давления, которое является определяющим при потере устойчивости трубопровода,

2) разработки и применения численного метода расчета в конечных элементах, позволяющего исключить весьма приближенное решение задачи с заданием прогиба или продольного перемещения в виде многочлена с неизвестными коэффициентами и находить эти параметры в процессе решения задачи как составляющие вектора перемещения газопровода, что, в свою очередь, позволяет исследовать НДС и устойчивость участков трубопровода со сложной конфигурацией

В предлагаемой постановке задачи о НДС подземного трубопровода общая длина рассчитываемого участка условно делится на п однотипных частей, которые отливаются физико-механическими характеристиками грунтов основания и засыпки, геометрическими, жесткостными и прочностными характеристиками труб, а также профилем трассы

Схема нагружения отдельной части изображена на рис 6, где указаны положительные направления линий координатных осей ось ОХ совпадает с деформированной продольной осью трубы, ось ОУ перпендикулярна к этой оси, ось 02 направлена перпендикулярно к плоскости чертежа, где находятся оси ОХ и ОУ

НДС отдельной части трубопровода описывается нелинейными геометрическими соотношениями

йи IV 1 2 сЬю и с1а>

£х=---+ —а> , © =--+ —, х- —;

с1х р 2 <3х р сЬс

нелинеиными уравнениями равновесия

йТ й-

скм

ах р ±с ах

¿Оу 1

<12м>

сЬс р

+ - Ро Рсе) + -Гт(Ро Рсе-Тх) = Г +Ч (Ьс

а) Расчетная схема криволинейной трубы под давлением

^ (Ч,

М^тгК

(2)

(3)

(4)

б) Схема равновесия криволинейного элемента стержня, моделирующего трубопровод Рис 6 Схема нагружения отдельной части трубопровода

<ш.

¿¿С ^

физическими соотношениями

ТХ={Е ех+цащ-а М

м2 = Е 3 х,

(5)

(6) (7)

где ех — деформация сжатия — растяжения оси трубопровода, со - угол поворота нормали продольной оси трубы, X - изгибные деформации, и - продольное перемещение, изгиб,

р - радиус кривизны гнутой вставки трубопровода,

х - независимая переменная, которая совпадает с продольной осевой координатой,

Тх - продольная осевая сила, которая направлена по касательной к деформированной осевой линии,

Оу -перерезывающая сила, направленная по нормали к этой линии,

Мг - осевой изгибающий момент, под действием которого продольная осевая линия стержня закручивается вокруг бинормали в плоскости чертежа,

дх, ду - продольная и вертикальная составляющие внешней распределенной

нагрузки, учитывающие вес трубопровода с газом, а также вес грунта, в случае отсутствия в нем свода естественного равновесия, р0 - внутреннее давление,

Рсв - площадь поперечного сечения трубы «в свету»,

Е, ц- соответственно модуль упругости, коэффициент Пуассона,

Р0 - площадь поперечного сечения стенки трубы,

а - коэффициент линейного расширения металла трубы,

<ущ - кольцевые напряжения от внутреннего рабочего давления,

гу, гу - реакция грунта на продольное перемещение и прогиб трубопровода

Рассматриваемый участок не в одинаковой степени подвергается воздействию оползня по длине на гребне склона 1рунт остается неподвижным и здесь возможно смещение самого трубопровода в направлении его продольной оси, а также в вертикальной плоскости, перпендикулярной к этой оси, на самом склоне грунт смещается вдоль трубопровода, те здесь трубопровод непосредственно подвергается воздействию оползня В подошве склона грунт либо двигается вместе

со сползающим грунтом, либо последний надвигается поверху на грунт подошвы Поэтому в уравнениях (3) и (4) реакции грунта для этих случаев задаются по различным моделям

Совместное решение геометрических нелинейных соотношений, уравнения равновесия и физических соотношений, описывающих НДС трубчатого стержневого элемента, моделирующего трубопровод, позволяет определять характеристики НДС газопровода, находящегося под воздействием оползня В этом заключается нелинейная постановка задачи

Выполнены исследования НДС газопровода в оползне с учетом совместных деформаций трубопровода и грунта Рассмотрены случаи 1) трубопровод находится на склоне, где он деформируется под действием собственного веса, веса грунта на трубе и эксплуатационных нагрузок При этом грунт не оказывает сопротивления продольным перемещениям трубы, 2) нагрузки на трубопровод аналогичны случаю 1, но грунт оказывает сопротивление продольному перемещению трубы, 3) нагрузка на трубопровод аналогична случаям 1 и 2, но при этом оползающий грунт увлекает за собой трубопровод.

Рассмотренные эти три случая силового взаимодействия трубопровода и грунта на склонах выявили взаимозависимость продольного перемещения и изгиба трубопровода на склонах с оползающим грунтом

При строительстве на гребне склона трубопровод составляется из выпуклых кривых вставок, а в нижней части (подошве склона) из вогнутых кривых вставок Наклонный участок между вставками, а также трубопровод после нижней вогнутой вставки составляется из прямолинейных труб

Выполнен расчет НДС участка такого трубопровода В расчете условия нагружения, грунтовые условия идентичны принимаемым условиям в предыдущих примерах, те рассмотрены 3 случая совместной деформации трубопровода с грунтом на склоне при продольных перемещениях трубы и грунта

Также проведены исследования влияния сочетания склона и горизонтального участка на НДС газопровода, поскольку, если на наклонном участке трубопровод деформируется в продольном направлении под воздействием продольных составляющих силы веса трубопровода с газом, веса грунта, находящегося на

трубе, то на горизонтальном участке эти составляющие внешней нагрузки отсутствуют Анализ характеристик НДС показал, что наличие горизонтальной части уменьшает максимальные продольные растягивающие напряжения на концах участка на величину 50 МПа, соизмеримую со значением продольных напряжений от эксплуатационных нагрузок для защемленного на концах газопровода Это уменьшение напряжений приводит к преобладанию воздействия внутреннего давления, вызывающего изгиб трубопровода и потерю его устойчивости

В седьмой главе рассмотрены вопросы оценки и обеспечения прочности и устойчивости газопроводов при выполнении противооползневых ремонтно-восстановительных мероприятий и последующей их эксплуатации Приведен порядок расчета прочности и устойчивости газопроводов при ремонте и эксплуатации

Сравнивая данные проектно-исполнительской документации с реальными замерами глубины залегания газопровода, было установлено, что последняя в 3 -4 раза превышает проектную величину на подошве склона и примыкающей к ней равнинной части Ввиду возможного оползания грунта на склоне вдоль оси газопровода, учитывая сезонное повышение влагосодержания грунта в нижней части склона, а также в примыкающей к ней равнинной части, возможна неравномерная деформация грунта на рассматриваемом участке

На рис 7, 8 представлены результаты расчета характеристик НДС газопровода (эпюры продольного перемещения их, продольных напряжений <тх, прогиба уу и изгибных напряжений ам по длине расчетного участка) для случаев до и после выполнения ремонтных работ Номера частей условного разбиения (1 по 14) указаны по оси абсцисс

Работы производились согласно проектной документации по восстановлению высоты засыпки и укреплению грунта на подошве склона При этом исключалась возможность продольного смещения грунта на склоне (оползне) Сравнение этих эпюр до и после выполнения ремонтных работ позволяет сделать выводы о том, что максимальное значение продольных

б)

-5.0Е-03

2.0Е+01 1.5Е+01

О©®©©©©©®®©©®©

-5.0Е+00 -1 0Е+01

В)

О.ОЕ+ОО -1.0Е-02 -2.0Е-02 г -3.0Е-02 -4.0Е-02

®©®©©©©©®®©©®©

-5.0Е-02

Г)

®©©©©©©©®®©©®©

4.0Е+01 3.0Е+01 ш 2.0Е+01 | 1.0Е+01 5 О.ОЕ+ОО ® -1.0Е+01 -2.0Е+01 -3.0Е+01

д) ©©®©©©©©©®©©©©

Рис 7 Расчет основных параметров НДС подземного трубопровода, составленного из прямых труб и кривых вставок при проектной высоте засыпки а) расчетная схема трубопровода (£, =372 м, рв=1 МПа, Л=34°С), б) продольных перемещений, в) напряжений от продольных усилий, г) прогибов, д) изгибных напряжений

а)

га

ТШТ]

1.0Е-01 т

8.0Е-02 --

6 0Е-02 --

г 4.0Е-02 -

2.0Е-02 -

0 0Е+00

-2.0Е-02 -

б)

1.4Е+02

1.2Е+02 -

1.0Е+02 -

го

с ч 8.0Е+01 -

^ 6 0Е+01 -

0 4.0Е+01

2.0Е+01 -

0.0Е+00

в)

2.0Е-01

О.ОЕ+ОО -

г -2.0Е-01 -

5 -4 0Е-01 -

-6.0Е-01

-8.0Е-01 ■

Т~Т

®®®®®©@®®@®©®@

Г)

®®®®®®©®®®©@®©

6.0Е+02 4.0Е+02 С 2.0Е+02 ^ 0.ОЕ+ОО -2 0Е+02

~ Г "Т - - -Л

- —

:/Г \

- - — - Л к!. - * V/ /

д)

©®®®®©©©©®©©©©

Рис 8 Расчет основных параметров НДС подземного трубопровода, составленного из прямых труб и кривых вставок (высота засыпки больше проектной в 4 раза) а) расчетная схема трубопровода (1;=372 м, р0=1 МПа, А1 =34°С), б) продольных перемещений, в) напряжений от продольных усилий, г) прогибов, д) изгибных напряжений

перемещений уменьшается более чем в 9 раз, растягивающих продольных напряжений - в 7,5 раза, прогибов — в 20 раз, изгибных напряжений - в 13 раз после выполнения ремонтных работ Эти результаты свидетельствуют о нелинейной зависимости характеристик НДС газопровода от высоты его засыпки Для выявления возможной потери устойчивости газопровода до ремонтных работ необходимо выполнить расчеты его НДС для различных значений параметров эксплуатации, поскольку они определяют величину эквивалентного продольного усилия, под воздействием которого происходит потеря устойчивости трубопровода

В целом, расчеты выявили чрезвычайно напряженные части газопровода, расположенные на подошве склона и примыкающей к ней равнинной части Причиной возникновения чрезвычайных напряжений является сочетание оползня на склоне и увеличенной высоты засыпки газопровода

Расчеты показали возможность разрушения газопровода на подошве склона и переходном (к равнинному) участке Для предотвращения аварии газопровода достаточно снять грунт для восстановления проектной высоты засыпки и закрепить грунт основания на вышеупомянутом участке

Анализ влияния параметров эксплуатации на характеристики НДС газопровода, подвергающегося влиянию оползня в сочетании с большой высотой засыпки грунта, показал, что газопровод испытывает значительные изгибные деформации с увеличением внутреннего давления и температурного перепада При этом следует отметить, что напряжения от продольных усилий, зависящих непосредственно от внутреннего давления и перепада температуры, незначительны Поэтому оценка прочности трубопровода по продольным перемещениям и прогибу в отдельности (по ранее разработанным методикам) будет давать неверные результаты Характеристики продольно-поперечного изгиба прямолинейного трубопровода в оползне в данных условиях нагружения практически не зависят от температурного перепада Следовательно, оценка прочности реального газопровода по расчетной модели продольно-поперечного изгиба прямолинейного стержня также будет давать неверные результаты

Расчеты показали, что положительный перепад температур порядка 30°С, который не вызывает разрушительных деформаций в стандартных условиях эксплуатации газопровода, может привести к его разрушению, если он проложен в оползне

При строительстве и проведении ремонтно-восстановительных работ следует исключить большой температурный перепад для газопроводов, проложенных на оползневых склонах

Обобщая 20-летний опыт эксплуатации 9-ниточного коридора газопроводов на оползневом склоне, можно заключить, что обеспечение его работоспособности достигается созданием специальной службы, проводящей регулярные геофизические, геологические, гидрогеологические и другие наблюдения с целью оценки развития оползневых процессов, мониторингом НДС газопроводов для постоянного контроля и оценки прочности и устойчивости трубопроводов с применением натурного тензометрирования наружной поверхности стенки трубы и нивелирования продольной оси газопровода, прогнозированием НДС и устойчивости газопровода с учетом сезонного изменения грунтовых условий и динамики развития оползневых процессов, применением результатов комплексного мониторинга состояния газопровода и грунта для совершенствования противооползневых мероприятий, организацией

поверхностного стока воды (вертикальная планировка, устройство водоотводящих каналов вдоль трубопроводов и др), созданием противофильтрационных завес и экранов высокой плотности для максимального снижения расходов потоков подземных вод с применением цементных и химических инъекционных растворов, выполнением поддерживающих сооружений (контрбанкеты, контрфорсы, свайные и анкерные конструкции, подпорные стенки и др )

При рассмотрении комплекса возможных мер по защите трубопровода от воздействия оползней все принимаемые мероприятия предлагается подразделить на две группы срочные и капитальные

Цель срочных мер - предотвращение возможного разрушения труб на какой-то период, необходимый для разработки и практической реализации схемы капитального ремонта оползневого участка

Проектом должны быть предусмотрены компоновка комплекса защитных сооружений, его пространственное расположение относительно различных частей оползневого склона и выбор конструктивных решений в зависимости от возможных подвижек его временной стабилизации, а также должны быть определены продолжительность и время выполнения каждого из элементов комплекса

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 В результате техногенного воздействия отмечена высокая активность карстового процесса по трассе Ужгородского газопроводного коридора карстовый процесс приобрел круглогодичный характер, интенсивность карстово-суффозионных процессов возросла на 2 — 3 порядка, подземные карстовые полости образуются в 2,5 раза быстрее, чем поверхностные формы Рост поверхностных форм и подземных карстовых полостей приводит к обрушению грунта вместе с трубопроводом, провисанию последнего, к увеличению высоты засыпки грунта над трубой в несколько раз по сравнению с нормативным значением, следствием чего является формирование зон повышенных напряжений в стенке газопроводов

2 Разработана математическая модель напряженно-деформированного состояния газопровода, проложенного по карстовой территории, которая в отличие от ранее предложенных моделей позволяет оценить прочность и устойчивость трубопровода со сложным продольным профилем, с учетом его совместной деформации с грунтом, подверженным развивающемуся карсту С помощью разработанной технологии диагностики состояния газопроводов, включающей инженерно-геодезические, геофизические и инженерно-геологические работы, мониторинг НДС газопровода, установлен основной признак нестабильного положения газопровода форма изгиба трубопровода изменяется в зависимости от его параметров эксплуатации

3 Усовершенствована технология выполнения РВР на газопроводах, подверженных воздействию карста, с учетом формы и степени развития карстопроявлений и на основе комплексного контроля НДС на этапах производства РВР Систематизирован и обобщен 10-летний опыт реализации «Программы работ по решению проблемы защиты газопроводов Ужгородского коридора от карстовых явлений», принятой ОАО «Газпром» в 1995 г, что нашло отражение в следующих нормативных документах, разработанных с участием автора по Программе НИОКР и утвержденных ОАО «Газпром» «Методические рекомендации по расчету напряженно-деформированного состояния и прочности газопровода, проходящего по карстовой территории», «Меюдика по обследованию, расчету и проведению ремонтных работ по разгрузке о г чрезмерных напряжений газопроводов, проложенных по карстовой территории»

4 Разработана математическая модель НДС газопровода, позволяющая исследовать влияние эксплуатационных нагрузок на характеристики прочности и устойчивости трубопровода при его всплытии на обводненной карстовой сильнопересеченной местности, когда стрела его подъема составляет порядка радиуса трубы, и раскрыть физическую картину деформации всплывающего участка газопровод занимает нестабильное положение, предшествующее потере устойчивости и разрушению не столько под воздействием выталкивающей силы воды, сколько под воздействием внутреннего давления и температурных напряжений Для стабилизации положения газопровода разработан метод вариантного проектирования, позволяющий определить количество и расстановку пригрузов или анкеров по длине обводненной части рассматриваемого участка трубопровода, а также найти вес пригрузов или удерживающую силу анкера в зависимости от длины обводненной части, величины выталкивающей силы воды, параметров эксплуатации и от совместных деформаций подземных примыкающих участков трубопровода с грунтом

5 На основе систематизации данных 20-летней эксплуатации и обработки данных проектно-исполнительской документации, диагностических работ и анализа причин аварий на оползневых участках газопроводов ООО «Пермтрансгаз» установлено, что те газопроводы коридора, которые были

проложены без нарушения естественного рельефа, практически не подвергались воздействию оползня, по сравнению с газопроводами, уложенными на искусственно выровненной части склона, где имели место все отказы и аварии Газопроводы в местах разрыва длительное время испытывали чрезмерные изгибные напряжения от сочетания изгиба и продольного перемещения трубопровода с оползающим грунтом, о чем свидетельствует характер разрушения стенки трубы Разработан метод расчета НДС и устойчивости газопроводов на оползневом склоне, раскрывающий физическую картину разрушения

6 Установлено, что причиной возникновения чрезмерных изгибных деформаций трубопровода и его потери устойчивости на оползневом склоне является воздействие эквивалентного продольного усилия, которое зависит от конструктивных особенностей трубопровода, степени защемления его грунтом, высоты засыпки и параметров эксплуатации При строительстве и проведении ремонтно-восстановительных работ следует исключить большой температурный перепад для газопроводов, проложенных на оползневых склонах, а в случае проявления оползня для предотвращения отказов и аварий эксплуатируемых газопроводов необходимо, в первую очередь, уменьшить или полностью сбросить рабочее давление Разработана система обеспечения прочности и устойчивости газопроводного коридора на оползневом склоне, состоящая из диагностического комплекса для контроля состояния системы «труба - оползневой склон» и расчетной модели для определения НДС газопровода на оползневых участках, применение которой при выполнении ремонтно-восстановительных мероприятий дает возможность оценивать прочность и устойчивость трубопровода с учетом его конструктивных особенностей, параметров транспорта газа, воздействия оползающего грунта и позволяет обеспечивать целостность трубы и безаварийную работу при последующей эксплуатации

Результаты исследований опубликованы в 41 научной работе, из них первые 14 опубликованы в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях в соответствии с перечнем ВАК Минобразования и науки России

1 Гаев А Я, Килин Ю А, Чичелов В А, Хаеанов P H Карстовые процессы в районахПредуралья//Газовая промышленность -1998 -№3 -С 29-31

2 Зарипов Р M, Коробков Г Е , Чичелов В А Универсальный метод расчета на прочность магистральных газопроводов // Газовая промышленность - 1998 -№4 - С 44 - 45

3 Зарипов Р M, Коробков Г Е , Шаммазов A M, Чичелов В А Изгиб подземного газопровода, проложенного над карстовой полостью // Газовая промышленность Транспорт и подземное хранение газа науч-техн сб - M ООО «ИРЦ Газпром», 1998 - № 5 - С 14-22

4 Зарипов Р M , Коробков Г Е, Шаммазов A M, Чичелов В А Расчет подземного газопровода при неравномерной вертикальной нагрузке в карстовом грунте // Газовая промышленность Транспорт и подземное хранение газа науч -техн сб -М ООО «ИРЦГазпром», 1998 - №6 -С 3-11

5 Zaripov R, Korobkov G , Khasanov R, Chichelov V Maintenance of strength of main pipelines, operatmg in non - Standard Conditions // Intellectual Service for Oïl & Gas Industry / Analysis, Solutions, Perspectives - Ufa, 2000 - P 247-258

6 Зарипов P M, Коробков Г E , Чичелов В A Исследование напряженно-деформированного состояния газопроводов на пересеченных обводненных участках и выбор вариантов их балластировки // Газовая промышленность. Сер Транспорт и хранение газа обзор информ - M ООО «ИРЦ Газпром», 2002 -38 с

7 Зарипов P M , Чичелов В А Исследование напряженно-деформированного трубопровода, деформирующегося совместно с упруго-пластическим грунтом // Газовая промышленность Транспорт и подземное хранение газа науч - техн сб -М ООО «ИРЦГазпром», 2002 - №3 -С 3-19

8 Чичелов В А , Шаммазов A M, Зарипов P M, Коробков Г Е Исследование напряженно-деформированного состояния и обеспечение прочности трубопровода на оползневом склоне // Нефтегазовое дело - Уфа УГНТУ, 2003 -№1-С 169-176

9 Чичелов В А, Зарипов P M, Коробков Г Е Расчет напряженно-деформированного состояния трубопровода на болоте с учетом

эксплуатационных нагрузок и упругопластической деформации основания //Известия вузов Нефть и газ - Тюмень - 2004 - № 6 - С 70-75

10 Шаммазов А М, Зарипов Р М, Чичелов В А, Коробков Г Е Разработка метода расчета напряженно-деформированного состояния газопроводов, проложенных в сложных инженерно-геологических условиях // Нефтегазовое дело -Уфа УГНТУ, 2004 -№2 -С 119-128

11 Чичелов В А, Шаммазов А М, Зарипов Р М, Коробков Г Е Разработка метода расчета напряженно-деформированного состояния трубопровода с компенсаторами // Нефтегазовое дело - Уфа УГНТУ, 2005 - № 3 - С 37-46

12 Шаммазов AM, Зарипов РМ, Чичелов В А, Коробков ГЕ Расчет и обеспечение прочности трубопроводов в сложных инженерно- геологических условиях Т1 Численное моделирование напряженно-деформированного состояния и устойчивости трубопроводов - М Изд-во «Интер», 2005 - 706 с

13 Шаммазов AM, Зарипов РМ, Чичелов В А, Коробков ГЕ Расчет и обеспечение прочности трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях Т 2 Оценка и обеспечение прочности трубопроводов - М Изд-во «Интер», 2006 - 564 с

14 Чичелов В А, Зарипов РМ, Коробков ГЕ, Шаммазов И А Расчеты напряженно-деформированного состояния трубопроводов, эксплуатируемых в сложных условиях, в нелинейной постановке // Газовая промышленность Сер Транспорт и хранение газа обзор информ — М ООО «ИРЦ Газпром», 2006 -84 с

15 Шаммазов А М, Чичелов В А., Зарипов Р М, Коробков Г Е Расчет магистральных газопроводов в карстовой зоне - Уфа Изд-во Академии наук РБ «Гилем», 1999 -215 с

16 Кшган ЮА, Минькевич ИИ, Хасанов РН, Чичелов В А О необходимости постановки карстомониторинга в полосе магистральных газопроводов // Геология и полезные ископаемые Западного Урала - сб науч тр -Пермь, 1997 - С 221-222

17 Зарипов РМ, Чичелов В А Оценка прочности линейной части газопровода в карстовом грунте // Тез докл XX школы-семинара по проблемам

механики сплошных сред в системах добычи, транспорта и переработки нефти и газа - Уфа, 1997 - С 20-21

18 Гаев АЯ, Килин ЮА, Хасанов РН, Чичелов В А Техногенез на магистральных газопроводах, пересекающих карстующиеся горные породы // Инженерно - геологическое обеспечение недропользования и охраны окружающей среды материалы Междунар науч -практ конференции - Пермь,

1997 -С 136-138

19 Зарипов Р М, Чичелов В А Алгоритмизация расчета несущей способности газопроводов // Проблемы нефтегазового комплекса в условиях становления рыночных отношений сб науч ст- Уфа, 1997 - С 165

20 Чичелов В А, Хасанов Р И Расчетно-экспериментальное исследование напряженного состояния газопровода в карстовом грунте // Проблемы нефтегазового комплекса России тез докл Междунар науч-техн конф -Уфа,1998 - С 61

21 Гаев А Я О техногенезе и карстогенезе в связи с эксплуатацией магистральных газопроводов / А Я Гаев, Ю А Килин, Р Н Хасанов, В А Чичелов, И Г Тагиров // Проблемы геологии Пермского Урала и Приуралья материалырег науч конференции -Пермь, 1998 - С 141-142

22 Зарипов Р М, Коробков Г Е, Чичелов В А Труба над карстовым провалом // Потенциал производственно-технический журнал - М Стройтрансгаз и ОАО «Газпром», 1998 - № 2 - С 66-72

23 Зарипов Р М, Шаммазов А М, Чичелов В А Расчет магистральных газопроводов в карстовом грунте // Проблемы нефтегазового комплекса России тез докл Междунар науч-техн конф-Уфа, 1998 - С 60

24 Фазлетдинов Р А , Коробков Г Е , Зарипов Р М , Чичелов ВАК вопросу взаимодействия магистрального газопровода в карстовой полости// Проблемы нефтегазового комплекса России тез докл Междунар науч -техн конф - Уфа,

1998 -С 62

25 Шаммазов А М, Зарипов Р М, Чичелов В А и др Расчет напряженно -деформированного состояния и прочности магистральных газопроводов, проложенных по карстовой территории - Уфа Изд-воУТНТУ, 1999 -76 с

26 Зарипов Р М, Коробков Г Е, Чичелов В А Нелинейная задача напряженно-деформированного состояния газопровода, проложенного в карстовом грунте // Проблемы нефтегазового комплекса в условиях становления рыночных отношений сб науч ст-Уфа, 1999 -Вып2. -С 207-219

27 Зарипов Р М , Коробков Г Е, Шаммазов А М , Чичелов ВАК расчету НДС газопровода, проходящего над карстовой полостью // Научно-технические достижения и передовой опыт в нефтегазовой промышленности сб науч тр-Уфа Изд-во УГНТУ, 1999 - С 352-365

28 Чичелов В А Защита магистральных трубопроводов, транспортирующих углеводороды, от разрушительного воздействия карста / В А Чичелов, Р Н Хасанов, А М Шаммазов, Г Е Коробков // Наука и технология углеводородных дисперсных систем материалы Второго Международного симпозиума - Уфа Изд-во «Реактив», 2000 -С 12-14

29 Чичелов В А., Хасанов Р Н, Шаммазов AM и др Новые технологии выполнения противокарстовых мероприятий при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов, проложенных по карстовой территории // Материалы заседания секции «Техническое обслуживание и ремонт газопроводов» НТС ОАО «Газпром» -М ИРЦ Газпром, 2000 - С 47-51

30 Зарипов Р М, Коробков Г Е, Хасанов Р Н, Чичелов В А Математическая модель расчета напряженно-деформированного состояния газопровода в сложных инженерно-геологических условиях // Научно-технические достижения в газовой промышленности сб науч тр / редкол AM Шаммазов и др - Уфа Изд-во УГНТУ, 2001.-С 362-371

31 Чичелов В А , Хасанов Р Н, Фесенко С С , Коробков Г Е Анализ результатов мониторинга и расчетов напряженно-деформированного состояния газопроводов при установке опор в карстовой зоне // Материалы III Конгресса нефтегазопромышленников России Секция Н «Проблемы нефти и газа» - Уфа Изд-во «Реактив», 2001 - С 230-232

32 Зарипов Р М, Коробков Г Е , Чичелов В А Анализ частных случаев общего решения задачи расчета трубопроводов при пропибах, соизмеримых с

толщиной стенки трубы // Материалы III Конгресса нефтегазопромышленников России Секция Н «Проблемы нефти и газа» -Уфа, 2001 -С 234-235

33 Коробков ГЕ, Чичелов В А., Зарипов РМ Обеспечение безопасной эксплуатации трубопроводов на пересеченных обводненных участках // Проблемы промышленной безопасности в системе магистрального трубопроводного транспорта материалы IX Всероссийского семинара - Уфа, 2001 -С 156-170

34 Зарипов РМ Чичелов В А, Коробков ГЕ Оценка эффективности стабилизации положения газопровода на обводненном карстовом участке с помощью анкеров //Трубопроводный транспорт - сегодня и завтра материалы Междунар науч-техн конф -Уфа Монография,2002 - С 171-172

35 Чичелов В А , Зарипов Р М, Коробков Г Е Исследование напряженно-деформированного состояния обводненных карстовых участков газопровода методом компьютерного моделирования // Трубопроводный транспорт — сегодня и завтра материалы Междунар науч-техн конф - Уфа Монография, 2002 -С 202-203.

36 Чичелов В А, Зарипов Р М, Коробков Г Е Моделирование напряженно-деформированного состояния обводненных карстовых участков газопровода // Прикладная синергетика и проблемы безопасности сб науч тр - Уфа ГУП «Уфимский полиграфкомбинат», 2003 - С 62-73

37 Чичелов В А, Обследование, расчет и выполнение мероприятий от чрезмерных напряжений трубопроводов, подверженных воздействию оползающих грунтов / В А Чичелов, Р Н Хасанов, А М Шаммазов, Р М Зарипов, Г Е Коробков, В А Воробьев, С С Фесенко // Материалы IV Конгресса нефтегазопромышленников России Тематическая секция "Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья" - Уфа Транстэк, 2003 - С 47

38 Чичелов В А , Хасанов Р Н, Шаммазов А М , и др Обследование, расчет и выполнение мероприятий по разгрузке от чрезмерных напряжений трубопроводов, проложенных в сложных инженерно-геологических условиях // Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта Тезисы

доклада IV Международной научно-технической конференции - Новополоцк УО «ПГУ», 2003 - С 25

39 Шаммазов И А, Чичелов В А Технология обеспечения прочности газопроводов, проложенных по карстовой территории // Инжиниринг, инновации, инвестиции сб науч тр - Челябинск, 2005 -Вып 6 -С 41-50

40 Чичелов В.А, Султангареев Р X, Маловичко А А, Шулаков Д Ю Использование вибрационного мониторинга для повышения безопасности эксплуатации магистральных газопроводов // Диагностика - 2005 Пятнадцатая Международная деловая встреча (Сочи, апрель 2005 г) - М. ООО «ИРЦ Газпром»,2005 -С 147-152

41 Коробков ГЕ Методика по обследованию, расчету и проведению мероприятий по разгрузке от чрезмерных напряжений газопроводов, проложенных по карстовой территории / Г Е Коробков, Р М Зарипов, И А Шаммазов, С С Фесенко, В А Чичелов, Р Н Хасанов, под ред проф Шаммазова А М - Уфа. Изд-во УГНТУ, 2005 - 118 с

Подписано в печать 07 09 2007 Бумага офсетная Формат 60x84 1/16 Печать трафаретная Уел -пэч п 2,0 Уч -члзд л 1 8 Тираж 90 зкз Заказ 05 Типогоафия РЮЕТАЫ г Уфа, Проспект Октября, 133

Содержание диссертации, доктора технических наук, Чичелов, Виктор Александрович

Общая характеристика работы

Глава 1. Обзор научных работ, посвященных оценке прочности, устойчивости и технологиям обеспечения работоспособности трубопроводов, проложенных в сложных инженерно-геологических условиях

1.1. Обзор публикаций, посвященных исследованию напряженно-деформированного состояния, прочности и устойчивости трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях работы

1.2. Технологии ремонта линейной части магистральных газопроводов

Глава 2. Анализ условий эксплуатации газопроводного коридора, проложенного по карстовой территории

2.1. Основные сведения о карстовых явлениях

2.1.1. Определение и классификация карста

2.1.2.Условия, способствующие развитию карста

2.1.3. Оценка карстовой опасности

2.1.4. Характеристика взаимодействия карста и сооружений

2.1.5. Описание карстовых процессов по трассе газопроводов

2.2. Геофизические и гидрогеологические условия прохождения газопроводного коридора по карстовой территории

2.2.1. Физико-географические и инженерно-геологические характеристики карстоопасных участков трассы

2.2.2. Гидродинамическая характеристика трассы газопроводного коридора

2.2.3. Физико-механические и водно-физические характеристики грунтов

2.2.4.Примеры описания характерных карстовых воронок на участке газопроводного коридора

2.2.5. Примеры описания карстовых полостей

Глава 3. Анализ напряженно-деформированного состояния и оценка прочности газопроводов в карстовой зоне

3.1 Необходимость обследования газопровода

3.2. Натурные исследования напряженно-деформированного состояния трубопроводов

3.3. Техника и технология мониторинга напряженно-деформированного состояния трубопровода

3.3.1. Формирование системы противокарстовой защиты

3.3.2. Техника мониторинга напряженно-деформированного состояния газопроводов

3.3.3. Порядок проведения замеров напряжений в стенке трубы

3.3.4. Обработка и анализ результатов измерений

3.3.5. Оценка прочности газопроводов по результатам замеров напряжений

3.3.6. Характеристика напряженно-деформированного состояния газопроводов по результатам повторных замеров (на примере шестой нитки «Ямбург-Западная граница»)

3.3.7. Применение методики мониторинга на других участках газопроводного коридора

3.4. Расчет напряженно-деформированного состояния и оценка прочности газопровода

3.4.1. Учет трассовых условий в расчетах напряженно-деформированного состояния участка газопровода, проложенного по карстовой территории

3.4.2. Составление расчетной базы данных для рассматриваемого участка

3.4.3. Постановка задачи

3.4.4. Совместное интегрирование уравнений, описывающих напряженно-деформированное состояние отдельных участков газопровода, методом конечных элементов

3.4.5. Анализ напряженно-деформированного состояния участка газопровода, обусловленного конструктивными особенностями, параметрами эксплуатации и состоянием грунта

3.4.6. Оценка прочности газопровода согласно положений

СНиП 2.05.06-85* и других нормативно-технических документов

Глава 4. Технологии выполнения ремонтно-восстановительных работ на газопроводах, подверженных воздействию карста

4.1 .Технология засыпки поверхностных карстопроявлений

4.2. Направленный отвод поверхностного водостока и создание водонепроницаемых покрытий и заградительных стенок

4.3. Возвращение газопровода в проектное положение

4.4. Технология заполнения карстовых полостей

4.5. Условия применения опорной конструкции типа балочного перехода

Глава 5. Напряженно-деформированное состояние и стабилизация положения трубопроводов, проложенных в обводненных карстовых грунтах

5.1. Сбор и обработка натурных данных по напряженному состоянию потенциально опасных участков газопроводов

5.1.1. Общая характеристика района пролегания исследуемого участка газопровода

5.1.2. Данные по участку газопровода

5.1.3. Сбор и обработка натурных данных по напряженному состоянию газопровода

5.2. Расчет напряженно-деформированного состояния газопроводов, проложенных в пересеченной местности с обводненными участками

5.2.1. Постановка задачи

5.2.1.1. Расчет трубопровода с обводненными участками

5.3. Компьютерное моделирование, анализ напряженнодеформированного состояния и оценка прочности участка газопровода в Мазуевской депрессии

5.3.1 .Составление расчетной базы данных и анализ напряженно-деформированного состояния газопровода

5.3.2. Анализ напряженно-деформированного состояния газопровода в случае его всплытия на обводненном участке

5.3.3. Оценка эффективности стабилизации положения газопровода на обводненном участке с помощью анкеров

Глава 6. Анализ условий эксплуатации и разработка методов расчета напряженно-дсформированного состояния газопроводов на оползневом склоне

6.1. Анализ причин аварий, имевших место на газопроводах на оползневом склоне перехода через р. Кама

6.2. Разработка расчетной модели для определения напряженно-деформированного состояния трубопровода на оползневых и сложно-пересеченных участках

6.2.1. Напряженно-деформированное состояние и устойчивость подземного участка трубопровода на оползневом склоне

6.2.2. Алгоритмы расчета реакции грунта при его совместных деформациях с подземным трубопроводом, подверженному оползню

6.2.2.1. Построение модели совместной деформации трубопровода и оползающего грунта

6.2.2.2. Исследование напряженно-деформированного состояния газопровода в оползне с учетом деформации грунта основания

6.2.2.3 Исследование влияния конструктивных особенностей трубопровода, находящегося в оползневом грунте, на его напряженно-деформированное состояние

6.2.2.4. Исследование влияния сочетания склона и горизонтального участка на напряженно-деформированное состояние газопровода

Глава 7. Оценка и обеспечение прочности и устойчивости газопровода при противооползневых ремонтно-восстановительных мероприятиях и последующей его эксплуатации

7.1. Составление расчетной базы данных

7.2. Расчет прочности и устойчивости газопровода при ремонтно-восстановительных мероприятиях и последующей его эксплуатации

7.3. Исследование влияние эксплуатационных параметров на напряженно-деформированное состояние газопровода, находящегося в оползающем грунте

7.4. Общие практические рекомендации по обеспечению прочности и устойчивости газопровода при ремонтно-восстановительных мероприятиях и последующей его эксплуатации

7.5. Характеристика противооползневых мероприятий, направленных на стабилизацию положения газопровода и уменьшение напряжений в стенке трубы

7.6. Анализ результатов противооползневых мероприятий и диагностических работ на газопроводах оползневого склона р. Кама

7.7. Анализ данных по изменению напряженно-деформированного состояния газопроводов в ходе выполнения противооползневых мероприятий

7.8. Целенаправленный отвод поверхностного водостока и создание водонепроницаемых покрытий и заградительных стенок 309 Основные выводы и рекомендации 311 Литература

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Научно-практические основы обеспечения прочности и устойчивости газопроводов в сложных инженерно-геологических условиях"

Масштабы газотранспортной системы (свыше 150 тыс. км газопроводов и более 250 компрессорных станций) предопределяют большой объем работ по обеспечению ее надежного функционирования. Изношенность основных фондов магистральных газопроводов, которая составляет 56 % и средний возраст линейной части МГ, превышающий 23 года, сказывается на безопасности эксплуатации. Средний уровень приведенной аварийности (число отказов на тысячу километров в год) на объектах транспорта газа ОАО «Газпром» составляет 0,21 - 0,18. Относительная стабильность данного показателя достигается комплексами мер по диагностике и ремонту, а также за счет снижения рабочего давления на некоторых участках газовых магистралей, то ведет к сокращению объемов транспорта газа. Газотранспортная система ООО «Пермтрансгаз» на территории Западно-Уральского региона (в пределах Пермской области и Республики Удмуртия) представлена разветвленной сетью магистральных газопроводов-отводов, имеющих протяженность более 10000 км. Поскольку газопроводные системы осуществляют транспортировку продукта под высокими эксплуатационными давлениями (до 7,5 МПа), то их эксплуатация в условиях воздействия разных природных и техногенных факторов неизбежно сопряжена с риском возникновения различного рода аварийных ситуаций. Особенностью магистральных газопроводов ООО «Пермтрансгаз», как протяженных инженерных сооружений, является то, что разные их участки расположены в зонах с существенно различными природно-климатическими и геологическими условиями.

Особого внимания заслуживает оценка и обеспечение прочности и устойчивости трубопроводов, проложенных в сложных инженерно-геологических или природно-климатических условиях, таких как заболоченные и подтопленные территории; территории с карстовыми образованиями; оползневые зоны; сильнопересеченная местность. Необходимо отметить, что все вышеизложенные условия имеют место на газопроводах ООО «Пермтрансгаз». Изменение внутренних и внешних нагрузок на трубопровод и наличие неоднородности грунта по длине трассы обуславливает неравномерную осадку, всплывание (выпучивание) трубопровода, ведущих к его отклонению от проектного положения, что приводит к перераспределению нагрузки и возникновению в нем чрезмерных деформаций, которые являются одной из основных причин отказов и аварий трубопроводов.

Большая часть протяженности трасс магистральных трубопроводов, которые предстоит построить в ближайшие годы в Западной и Восточной Сибири, на Сахалине приходится на сложные инженерно-геологические условия. Поэтому представляется актуальной задача оценки и обеспечения прочности и устойчивости проектируемых, строящихся и эксплуатируемых газопроводов, в сложных природно-климатических (инженерно-геологических) условиях.

В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе были решены следующие основные задачи:

1) анализ развития карстопроявлений по трассе газопроводного коридора и оценка характера их воздействия на газопровод;

4) разработка математической модели, расчетных и технических методов оценки напряженно-деформированного состояния газопроводов, проложенных по обводненной карстовой территории, а также технологии стабилизации положения газопровода;

5) анализ условий эксплуатации и разработка методов расчета НДС и устойчивости газопроводов на оползневом склоне;

Научная новизна

1. Разработаны научно-методические основы оценки прочности и устойчивости газопроводов, эксплуатирующихся в сложных инженерно-геологических условиях, позволяющие выявить степень влияния на напряженно-деформированное состояние трубопровода изменения грунтовых условий, обусловленного обводнением, развитием карста и оползней, параметров и режимов эксплуатации газопровода, а также особенностей его конструкции.

2. Впервые установлено, что для случая всплывшей трубы с аркой, с ростом внутреннего давления, приводящего к увеличению веса трубы с газом, не происходит соответствующего увеличения прогиба трубы вниз, а, наоборот, возрастает стрела подъема арки, определяемая не только выталкивающей силой воды, но и эквивалентным продольным усилием, зависящим от параметров эксплуатации и степени защемления грунтом примыкающих, слева и справа частей газопровода, к обводненному участку.

3. Впервые показано определяющее влияние изменения внутреннего давления на изгиб газопровода, проложенного в сложных инженерно-геологических условиях, при которых чрезмерный изгиб трубопровода, предшествующий его разрушению, определяется. Не вертикальной составляющей нагрузки, а воздействием внутреннего давления.

4. Разработан метод расчета напряженно-деформированного состояния и устойчивости газопровода на оползневом склоне, учитывающий физическую природу и механизм его возможного разрушения. Показано, что наличие горизонтального участка на подошве склона уменьшает продольные растягивающие напряжения в стенке трубы, что приводит к преобладающему воздействию внутреннего давления, вызывающего чрезмерный изгиб и потерю устойчивости газопровода.

5. Впервые установлено, что сезонное изменение грунтовых условий, приводящее к уменьшению степени защемления газопровода, обусловливает чрезмерный изгиб при обычных режимах транспорта газа, предшествующий отказу или аварии газопровода. При этом воздействие внутреннего давления, а не только температурных напряжений (как было принято ранее), является определяющим прочность и устойчивость газопровода.

Практическая значимость

Разработана и впервые реализована в полном объеме технология ремонтно-восстановительных работ на газопроводах диаметром 1420 мм Ужгородского коридора, подверженных карстовому и оползневому воздействию на обводненной территории, в рамках «Программы работ по решению проблемы защиты газопроводов Ужгородского коридора от карстовых явлений», утвержденной ОАО «Газпром» в декабре 1995 г., и «Программы работ по защите магистральных газопроводов Ужгородского коридора от оползневых явлений», утвержденной ОАО «Газпром» в апреле 1996 г. Это позволило перевести ремонтно-восстановительные работы на карстоопасных участках из разряда аварийных работ в раздел планируемого ремонта.

Практическую ценность составляют также утвержденные ОАО «Газпром» нормативные документы «Методические рекомендации по расчету напряженно-деформированного состояния и прочности газопровода, проходящего по карстовой территории», «Методика по обследованию, расчету и проведению ремонтных работ по разгрузке от чрезмерных напряжений газопроводов, проложенных по карстовой территории», которые разработаны по Программе НИОКР и содержат результаты выполненных автором исследований. Они послужили регламентирующими документами при диагностике и выполнении ремонтно-восстановительных работ на газопроводах ООО «Пермтрансгаз». Реализация этих мероприятий обеспечила безаварийную эксплуатацию газопроводов.

Результаты выполненных В. А. Чичеловым исследований используются в учебном процессе УГНТУ в виде учебного пособия «Расчет напряженно-деформированного состояния и прочности магистральных газопроводов, проложенных по карстовой территории» (Уфа, УГНТУ, 1999. - 76 с.) и монографий «Расчет магистральных газопроводов в карстовой зоне» (Уфа: Гилем, 1999. — 215 е.), «Расчет и обеспечение прочности трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях. Том 1. Численное моделирование напряженно-деформированного состояния и устойчивости трубопроводов» (М.: Изд-во «Интер», 2005. - 706 е.), Том 2. «Оценка и обеспечение прочности трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях» (М.: Изд-во «Интер», 2006. - 564с.).

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались на:

Международной научно-практической конференции «Инженерно-геологическое обеспечение недропользования и охраны окружающей среды», Пермь, 1997 г.;

XX школе—семинаре по проблемам механики сложных сред в системах добычи, транспорта и переработки нефти и газа (Уфа, 1997 г.);

Региональной конференции «Геология и полезные ископаемые Западного Урала», Пермь, 1997 г.;

Международной научно - технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России», Уфа, 1998 г.;

II Международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем», (УГНТУ, г. Уфа, 2000 г.);

II Конгрессе нефтегазопромышленников России (г. Уфа, 2000 г.);

Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы прогнозирования, предотвращения и ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций» (г. Уфа, 2000 г.); заседании секции «Техническое обслуживание и ремонт газопроводов, НТС ОАО «Газпром» (г. Москва, 2000 г.);

III Конгресс нефтегазопромышленников России. Секция Н «Проблемы нефти и газа» ( г. Уфа, 2001) электронной конференции «Научные исследования высшей школы по приоритетным направлениям науки и техники» (МЭИ, г. Москва, 2002 г.);

Международной научно-технической конференции

Трубопроводный транспорт - сегодня и завтра» (г. Уфа, 2002 г.);

IV Конгрессе нефтегазопромышленников России»Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья» (г. Уфа, 2003 г.);

IV Международной научно-технической конференции «Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта» (г. Новополоцк, 2003 г.); научно-технической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья» (г. Уфа, 2004 г.).

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, семи глав, основных выводов, списка литературы и приложений. Содержание работы изложено на 342 страницах машинописного текста, 90 рисунках, 24 таблицах; список литературы включает 248 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Чичелов, Виктор Александрович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. В результате техногенного воздействия отмечена высокая активность карстового процесса по трассе Ужгородского газопроводного коридора: карстовый процесс приобрел круглогодичный характер; интенсивность карстово-суффозионных процессов возросла на 2 - 3 порядка; подземные карстовые полости образуются в 2,5 раза быстрее, чем поверхностные формы. Рост поверхностных форм и подземных карстовых полостей приводит к обрушению грунта вместе с трубопроводом, провисанию последнего, к увеличению высоты засыпки грунта над трубой в несколько раз по сравнению с нормативным значением, следствием чего является формирование зон повышенных напряжений в стенке газопроводов.

2. Разработана математическая модель напряженно-деформированного состояния газопровода, проложенного по карстовой территории, которая в отличие от ранее предложенных моделей позволяет оценить прочность и устойчивость трубопровода со сложным продольным профилем, с учетом его совместной деформации с грунтом, подверженным развивающемуся карсту. С помощью разработанной технологии диагностики состояния газопроводов, включающей инженерно-геодезические, геофизические и инженерно-геологические работы, мониторинг НДС газопровода, установлен основной признак нестабильного положения газопровода: форма изгиба трубопровода изменяется в зависимости от его параметров эксплуатации.

3. Усовершенствована технология выполнения РВР на газопроводах, подверженных воздействию карста, с учетом формы и степени развития карстопроявлений и на основе комплексного контроля НДС на этапах производства РВР. Систематизирован и обобщен 10 - летний опыт реализации «Программы работ по решению проблемы защиты газопроводов Ужгородского коридора от карстовых явлений», принятой ОАО «Газпром в 1995 г., что нашло отражение в следующих нормативных документах, разработанных с участием автора по Программе НИОКР и утвержденных ОАО «Газпром»: «Методические рекомендации по расчету напряженно-деформированного состояния и прочности газопровода, проходящего по карстовой территории», «Методика по обследованию, расчету и проведению ремонтных работ по разгрузке от чрезмерных напряжений газопроводов, проложенных по карстовой территории».

4. Разработана математическая модель НДС газопровода, позволяющая исследовать влияние эксплуатационных нагрузок на характеристики прочности и устойчивости трубопровода при его всплытии на обводненной карстовой сильнопересеченной местности, когда стрела его подъема составляет порядка радиуса трубы, и раскрыть физическую картину деформации всплывающего участка: газопровод занимает нестабильное положение, предшествующее потере устойчивости и разрушению не столько под воздействием выталкивающей силы воды, сколько под воздействием внутреннего давления и температурных напряжений. Для стабилизации положения газопровода разработан метод вариантного проектирования, позволяющий определить количество и расстановку пригрузов или анкеров по длине обводненной части рассматриваемого участка трубопровода, а также найти вес пригрузов или удерживающую силу анкера в зависимости от длины обводненной части, величины выталкивающей силы воды, параметров эксплуатации и от совместных деформаций подземных примыкающих участков трубопровода с грунтом.

5. На основе систематизации данных 16 - летней эксплуатации и обработки данных проектно-исполнительской документации, диагностических работ и анализа причин аварий на оползневых участках газопроводов ООО «Пермтрансгаз» установлено, что те газопроводы коридора, которые были проложены без нарушения естественного рельефа, практически не подвергались воздействию оползня, по сравнению с газопроводами, уложенными на искусственно выровненной части склона, где имели место все отказы и аварии. Газопроводы в местах разрыва длительное время испытывали чрезмерные изгибные напряжения от сочетания изгиба и продольного перемещения трубопровода с оползающим грунтом, о чем свидетельствует характер разрушения стенки трубы. Разработан метод расчета НДС и устойчивости газопроводов на оползневом склоне, раскрывающий физическую картину разрушения.

6. Установлено, что причиной возникновения чрезмерных изгибных деформаций трубопровода и его потери устойчивости на оползневом склоне является воздействие эквивалентного продольного усилия, которое зависит от конструктивных особенностей трубопровода, степени защемления его грунтом, высоты засыпки и параметров эксплуатации. При строительстве и проведении ремонтно-восстановительных работ следует исключить большой температурный перепад для газопроводов, проложенных на оползневых склонах, а в случае проявления оползня для предотвращения отказов и аварий эксплуатируемых газопроводов необходимо, в первую очередь, уменьшить или полностью сбросить рабочее давление. Разработана система обеспечения прочности и устойчивости газопроводного коридора на оползневом склоне, состоящая из диагностического комплекса для контроля состояния системы «труба -оползневой склон» и расчетной модели для определения НДС газопровода на оползневых участках, применение которой при выполнении ремонтно-восстановительных мероприятий дает возможность оценивать прочность и устойчивость трубопровода с учетом его конструктивных особенностей, параметров транспорта газа, воздействия оползающего грунта и позволяет обеспечивать целостность трубы и безаварийную работу при последующей эксплуатации.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Чичелов, Виктор Александрович, Уфа

1. Азметов Х.А., Гумеров А.Г. Стабилизация подземных трубопроводов // Обзорн. информ. Серия "Транспорт и хранение нефти". М.: ВНИИОЭНГ, 1989. - № 2. - 48 с.

2. Азметов Х.А., Матлашов И.А., Гумеров А.Г. Прочность и устойчивость подземных трубопроводов / Под ред. А.Г. Гумерова. СПб.: ООО Недра, 2005.-248с.

3. Азметов Х.А., Фаткуллина Р.А. Закрепление подземных трубопроводов от продольных перемещений /Техническая эксплуатация и ремонт магистральных нефтепроводов. Сб. научн. тр. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1981.-С. 115 - 119.

4. Айнбиндер А.Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость: Справочное пособие. М.: Недра, 1987. -287 с.

5. Айнбиндер А.Б., Камерштейн А.Г. Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость. М.: Недра, 1982. - 340 с.

6. Айнбиндер А.Б., Камерштейн А.Г. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость. М.: Недра, 1987.- 191 с.

7. Александров П.А., Харионовский В.В. Расчет подземных трубопроводов в условиях пучения грунта / Сб. научн.тр. М.: ВНИИГАЗ, 1986. - С.37-44.

8. И.Аскаров P.M., Хайруллин Ф.Г. Экспериментальное исследование напряженного состояния ремонтируемого участка нефтепровода диаметром 1220 мм / Сб.наунч.тр. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986. - С.48 -50.

9. Березин B.JL, Ращепкин К.Е., Телегин Л.Г. и др. Капитальный ремонт магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1978. - 364 с.

10. Березин В.А., Шутов В.Е. Прочность и устойчивость резервуаров и трубопроводов. М.: Недра, 1973. - 197 с.

11. Березин Л.В. Особенности ремонта трубопроводов, проложенных в водонасыщенных грунтах и болотах // НТС «Транспорт и подземное хранение газа» № 5, ИРЦ Газпром, М.: 2000. С.30-34.

12. Благонадежин В.Л. Галиуллин З.Т., Пиняев А.А. и др. Расчет заглубленного газопровода с начальными искривлениями оси // Вопросы транспорта газа.-М.: ВНИИГАЗ, 1985. С. 188-197.

13. Богушевская Е.М., Димов Л.А. Анализ напряженного состояния нефтепроводов на болотах / Трубопроводный транспорт нефти. Приложение к № 9, 2002 г. М.: Изд-во ООО «ТрансПресс», 2002. - С. 32-35.

14. Бабин JI.A., Григоренко П.Н., Ярыгин Е.Н. Типовые расчеты при сооружении трубопроводов. М.: Недра, 1985. - 255 с.

15. Болотин В.В. Об упругих деформациях подземных трубопроводов, прокладываемых в статически неоднородном грунте // Строительная механика и расчет сооружений. -М.Т965. №1. - С. 17 -18.

16. Бородавкин П.П. Механика грунтов в трубопроводном строительстве. -М.: Недра, 1986,- 224 с.

17. Бородавкин П.П. Механика грунтов. М.: Недра, 2003, - 349 с.

18. Бородавкин П.П. Подземные трубопроводы. М.: Недра, 1973. - 303 с.

19. Бородавкин П.П. Подземные магистральные трубопроводы (проектирование и строительство). — М.: Недра, 1982. 384 с.

20. Бородавкин П.П., Глоба A.M. Сооружение трубопроводов в горах. -М.: Недра, 1987.- 144 с.

21. Бородавкин П.П., Синюков A.M. Прочность магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1984. - 383 с.

22. Бородавкин П.П., Сунарчин А.Х. Строительство магистральных трубопроводов в сложных условиях. М.: Недра, 1965. - 215 с.

23. Бородавкин П.П., Таран В.Д. Трубопроводы в сложных условиях. М.: Недра, 1979.-415 с.

24. Бородавкин П.П., Хигер М.Ш. К теории продольных перемещений трубопроводов в грунте при ползучести // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1976. - №3. - С.5-7.

25. Бородавкин П.П., Хигер М.Ш. Модель системы труба-грунт для определения продольных перемещений трубопровода // Строительство трубопроводов. 1977. - №5. - С.24-25.

26. Бородавкин П.П., Хигер М.Ш., Николаев Н.В. Вопросы проектирования и эксплуатации трубопроводов на торфяных грунтах Западной Сибири / Тем. обзор. Сер. "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов". М.: ВНИИОЭНГ, 1978.-67 с.

27. Будзуляк Б.В., Васильев Г.Г., Иванов В.А. и др. Организационно-технологические схемы производства работ при сооружении магистральных газопроводов: Учеб пособие . М.: ИРЦ Газпром, 2000. -416 с.

28. Будзуляк Б.В., Халлыев Н.Х., Тютьнев A.M. и др. Комплексная механизация капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов. Недра, 2004. 215 с.

29. Бураков А.Д. Карст и планирование строительства на территории Шляпники Пермской области // Вопросы карстоведения. Пермь: 1970. - Вып. 2.

30. Быков Л.И. Определение коэффициента постели при поперечных перемещениях трубопроводов / Проектирование, строительство и эксплуатация магистральных газонефтепроводов и нефтебаз. -Сб.научн. трудов УНИ. Уфа: УНИ, 1969. - Вып.З. - С. 198 - 204.

31. Быков Л.И., Григоренко П.Н., Шувалов В.Ю. Оценка напряженно-деформированного состояния сложных участков трубопроводов // Нефть и газ. 1997. - №1. - С. 145-148.

32. Быков Л.И., Карпов В.Г. Строительство линейной части магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1977. - 127 с.

33. Быков Л.И., Лунев Л.А. Новые методы проектирования надземных трубопроводных переходов // Приложение к журналу «Трубопроводный транспорт нефти». 2001. № 6. - С. 18 - 20.

34. Быков Л.И., Мустафин Ф.М., Рафиков С.К. и др. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газопроводов: Учеб. пособие. Санкт

35. Петербург: Недра, 2006. 824 с.

36. Быков Л.И., Чжан Дунчэнь. Напряженное состояние трубопроводов на продольных склонах в период монтажа // Изв. Вузов «Нефть и газ». -2002. -№4.-С.50-55.

37. Быков Л.И., Шувалов В.Ю. Оценка напряженно-деформированного состояния сложных участков трубопроводов. Сборник научных трудов. - Уфа: 2001. - С. 309-312.

38. Васильев Н.П. Балластировка и закрепление трубопроводов. М.: Недра, 1984.- 166 с.

39. Васильев Н.П., Елисеев М.Я. Проектирование и сооружение магистральных трубопроводов в Западной Сибири.- М.: Недра, 1967. -149 с.

40. Велиюлин И.И. Новая технология ремонта газопровода // Материалы заседания секции «Техническое обслуживание и ремонт газопроводов» НТС ОАО «Газпром». М.: ИРЦ Газпром, 2000. - С.24 -27.

41. Власов В.З. Тонкостенные упругие стержни. М.: Физматгиз, 1959. -508 с.

42. ВСН-51-1-97. Правила производства работ при капитальном ремонте магистральных газопроводов.

43. Волмир А.С. Устойчивость деформируемых систем. М.: Наука, 1967. -984 с.

44. Гаев А.Я., Килин Ю.А., Хасанов Р.Н., Чичелов В.А. О техногенезе и карстогенезе в связи с эксплуатацией магистральных газопроводов // Проблемы геологии Пермского Урала и Приуралья. Материалы per. Науч. конференции. Пермь: 1998. - С.141 - 142.

45. Гаев А.Я., Килин Ю.А., Хасанов Р.Н., Чичелов В.А. Техногенез на магистральных газопроводах, пересекающих карстующиеся горные породы // Инженерно-геологическое обеспечение недропользования и охраны окружающей среды. Материалы Международ, науч.-практич.

46. Конференции. Пермь: 1997. - С. 136- 138.

47. Гаев А.Я., Килин Ю.А., Чичелов В.А. и др. Карстовые процессы в районах Предуралья // Газовая промышленность. 1998. - № 3, - С. 29 -31.

48. Газизов М.С. Карст и его влияние на горные работы. М.: Наука, 1971. - 220 с.

49. Гайдамак В.В., Березин В.Л., Бородавкин П.П. и др. Надежность нефтепроводов, прокладываемых в неоднородных грунтах // Тем. Обзор. Сер. «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». М.: ВНИИОЭНГ, 1975.- 87 с.

50. Галеркин Б.Г. напряженное состояние цилиндрической трубы в упругой среде //Труды ЛИПС. 1. 1929. вып. 100. С. 185 194.

51. Галиуллин З.Т., Леонтьев Е.В., Хромов Ю.В. и др. Реконструкция газопроводов: практика, рекомендации // Газовая промышленность. -1986. -№ 2.-С. 28 -29.

52. Галлямов А.К., Черняев К.В., Шаммазов A.M. Обеспечение надежности функционирования системы нефтепроводов на основе технической диагностики. Уфа: Изд-во УГНТУ, 1998. - 600 с.

53. Голенко Ю.В. Применение полимерных композиционных материалов при ремонте газопроводов // Материалы заседания секции «Техническое обслуживание и ремонт газопроводов» НТС «Газпром. М.: ИРЦ Газпром, 2000. - С. 112 - 116.

54. Горбунова К.А., Андрейчук В.Н, Костарев В.П. и др. Карст и пещеры Пермской области. Пермь: Изд-во Пермского ун-та. 1992. - 200 с.

55. Горковенко А.И. Высотное положение вертикальной арки при воздействии гидростатических сил выталкивания // Известия вузов «Нефть и газ». 2006. - № 2. - С. 55-58.

56. Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Гумеров Р.С. и др. Аварийно-восстановительный ремонт магистральных нефтепроводов. М.: Недра, 1998.-272 с.

57. Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Гумеров К.М. Безопасность длительно эксплуатируемых магистральных трубопроводов. М.: ООО «Недра — Бизнесцентр», 2003 .-310с.

58. Гумеров А.Г., Зубаиров А.Г., Векштейн М.Г. и др. Капитальный ремонт подземных нефтепроводов. М.: Недра, 1999. - 525 с.

59. Гумеров А.Г., Ямалеев К.М., Гумеров Р.С. и др. Дефектность труб нефтепроводов и методы их ремонта. М.: Недра, 1998. - 252 с.

60. Дадонов Ю.А. Состояние аварийности на трубопроводном транспорте // Безопасность труда в промышленности, № 7, 1994. С. 2 - 8.

61. Дайчик M.JL, Пригоровский Н.И., Хуршудов Г.Х. Методы и средства натурной тензометрии: Справочник. М.: Машиностроение, 1989. -240 с.

62. Дерцакян А.К., Васильев Н.П. Строительство трубопроводов на болотах и многолетнемерзлых грунтах. М.: Недра, 1978. - 167 с.

63. Динков В.А., Иванцов О.М. Открытое письмо в журнал «Газовая промышленность» // Газовая промышленность. 1998. - № 4. - С. 12 -13.

64. Ермолов Е.Н Теория и практика ультразвукового контроля. М.: Машиностроение, 1981.-217с.

65. Забела К.А., Краснов В.А., Москвич В.М. и др. Безопасность пересечения трубопроводами водных преград. М.: Недра, 2001. -194 с.

66. Зайцев К.И. О проблеме ремонта и реконструкции нефтегазопроводных систем России // Трубопроводный транспорт нефти. 1994. - № 3. -С. 11-14.

67. Зарипов P.M., Асадуллин М.З. Компьютерное моделирование напряженно-деформированного состояния трубопроводов, эксплуатируемых в сложных природно-климатических условиях / Низкоемкие технологии машиностроения. Уфа: Изд-во «Гилем», 2000. -С. 185- 199.

68. Зарипов P.M., Коробков Г.Е., Шаммазов A.M., Хасанов Р.Н. Определение характеристик НДС газопровода в карстовом грунте / Научно-технические достижения и передовой опыт в нефтегазовой промышленности. Сб. научн. тр. - Уфа: 1999. - С.286-295.

69. Зарипов P.M., Коробков Г.Е., Чичелов В.А. Универсальный метод расчета на прочность магистральных газопроводов // Газовая промышленность. 1998. - № 4. - С.44 - 45.

70. Зарипов P.M., Хасанов Р.Н. Напряженно-деформированное состояние трубопроводов, эксплуатируемых в нестандартных условиях / Техника на пороге XXI века. Сб. научн. статей АН РБ. - Уфа: «Гилем», 1999. -С.65-76.

71. Зиневич A.M., Прокофьев В.И., Ментюков В.П. Технология и организация строительства магистральных трубопроводов большихдиаметров. М.: Недра, 1979. -421 с.

72. Зорин Е.Е., Ланчаков Г.А., Степаненко А.И. и др. Работоспособность трубопроводов: ВЗ-х ч. 1, - М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 2000. -Ч. 1. Расчетная и эксплуатационная надежность. - 244 с.

73. Иванов Д.Л. Уфимские воронки. Провалы на Самаро-Златоустовской дороге. Изв. Собрания инженеров путей сообщения. СПБ., 1999. 351 с.

74. Иванов И.А. Эксплуатационная надежность магистральных трубопроводов в районах глубокого сезонного промерзания пучинистых грунтов. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. - Тюмень, 2002. - 48 с.

75. Иванцов О.М. Безопасность трубопроводного транспорта // Энергетика и общество. Материалы Международного форума. М.: 2003. - 4 с.

76. Иванцов О.М. Надежность строительных конструкций магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1985. - 231 с.

77. Иванцов О.М., Харитонов В.И. Надежность магистральных трубопроводов. -М.: Недра, 1978. -231 с.

78. Иванцова С.Г., Поляков В.А. Расчет максимальных напряжений ремонтируемого трубопровода с учетом деформации прилегающих участков. // Транспорт и подземное хранение газа: НТС. М.: ИРЦ Газпром, 1998. - №6. - 1998. - С.25-30.

79. Ильгамов М.А. Статические задачи гидроупругости. Казань: Институт механики и машиностроения РАН, 1994. - 208 с.

80. Ильгамов М.А., Иванов В.А., Гулин Б.В. Прочность, устойчивость и динамика оболочек с упругим заполнителем. М.: Наука, 1977. - 331 с.

81. Инструкция по изысканиям, проектированию, строительству и эксплуатации зданий и сооружений на закарстованных территориях. ТСН 302-50-95. Уфа: Госстрой Республики Башкортостан, 1996. -40 с.

82. Инструкция по оценке прочности и контролю участков газопроводов в слабонесущих грунтах. М.: ВНИИГАЗ, 1986. - 55 с.

83. Камерштейн А.Г., Рождественский В.В., Ручимский М.Н. Расчет трубопроводов на прочность: Справочная книга. М.: Недра, 1969. -440 с.

84. Караваев Ю.И. Защита трубопроводов от влияния горных выработок. — М.: Недра, 1969.- 128 с.

85. Карвонен И. Определение остаточных напряжений на основе измерения шумов Баркхаузена при анализе дефектов производственного оборудования / Сборник трудов международной конференции «Энергодиагностика». Т.2. -М.: ИРЦ Газпром, 1995. С. 205 -212.

86. Карпов Е.Г. Влияние характера и конструктивных особенностей сооружения на организацию проведения изысканий на карстоопасной территории / Научно-техн. рефер. сб. ЦИНИС. 1979. - Серия 15. -Вып. 6.-С.41 -43.

87. Карпов Е.Г. Проектирование трубопроводов в карстовых районах // Строительство трубопроводов. 1981. - № 4. - С. 23-25.

88. Килин Ю.А., Минькевич И.И. Опыт постановки технического мониторинга на магистральных газопроводах, пересекающих карстовый массив // Проблемы геологии Пермского Урала и Приуралья. Матер, per. науч. конф. Пермь: 1998. -С.151.

89. Килин Ю.А., Минькевич И.И. Полости Красноясыльского карстового лога (Пермская обл.) // Пещеры. Межвуз. сб. научных тр. Пермь: 1999. -С. 183.

90. Килин Ю.А., Минькевич И.И., Хасанов Р.Н., Чичелов В.А. О необходимости постановки карстомониторинга в полосе магистральных газопроводов // Геология и полезные ископаемые Западного Урала. Матер, per. конференции. Пермь: 1997. - С.221-222.

91. Килин Ю.А., Минькевич И.И., Шарипов Ш.Г. Инженерно-геологический полигон для отработки противокарстовой защиты на трассе магистральных газопроводов // Геология Западного Урала на пороге XXI века. Матер, per. науч. конференции. Пермь: 1999 - С.277.

92. Клейн Г.К. Расчет труб, уложенных в земле. М.: Госстройиздат, 1951.-107 с.

93. Клейн Г.К. Расчет подземных трубопроводов. М.: Стройиздат, 1969.-270 с.

94. Колот Г.Ф. Жданов И.М., Лысенко А.И. и др. Оценка упругих и пластических деформаций в газопроводах магнитным методом II Дефектоскопия. 1989. - №4. - С.89 - 91.

95. Коротеев П.С. Методика определения статических напряжений в трубопроводах технологической обвязки компрессорных станций II Научн. техн. сб. Сер. «Транспорт и подземное хранение газа». - М.: ИРЦ Газпром, 1997. - № 4. - С. 43 -47.

96. Костарев В.П. О количественных показателях карста и их использовании при инженерно-геологической оценке закарстованных территорий // Инж. строит, изыскания. М.: 1979. - Сб. 1 (33). - С. 49

97. Костарев В.П. Оценка карстоопасности трассы при строительстве магистральных газопроводов // Информ. Листок ЦНТИ. Пермь: 1984. -№ Ю6 - 84.

98. Костарев В.П., Динмухаметов М.Ш. Об оценке карстоопасности и активизации карстопроявлений при строительстве магистральных газопроводов // Проблемы изуч. техногенного карста. Тезисы докл. -Пермь: 1988.-С. 68-69.

99. Куксинский В.И. Оценка напряженно-деформированного состояния трубопроводов газовой обвязки нагнетателей ГПА по результатам тензоконтроля // Обз. информ. Транспорт и хранение газа. М.: ВНИИЭгазпром, 1987. - Вып. 6. - 21 с.

100. Курганова И.Н. Экспериментальные исследования устойчивости линейной части эксплуатируемых газопроводов в условиях Западной Сибири // Магистральный транспорт природного газа. М.: ВНИИГАЗ, 1990.-С. 3-9.

101. Кутузова Т.Т., Мороз А.А., Степанов О.А. и др. Исследование конструктивной надежности линейной части магистрального нефтепровода. Тюмень: Нефть и газ. Известия ВУЗов, 1999. - вып. 2. -С.71-77.

102. Кухарев Н.М. Инженерно-геологические изыскания в областях развития карста в целях строительства. М.: Стройиздат, 1975. - 168 с.

103. Леонтьев Е.В. Реконструкция магистральных газопроводов -основные концепции / Сб. трудов «Магистральный транспорт природного газа». -М.: ВНИИГаз, 1989. С. 134 - 143.

104. Леонтьев Е.В., Ефремов В.А., Стурейко О.П. Обоснование программы и оценка системного эффекта реконструкции магистральных газопроводов / Сб. трудов «Магистральный транспорт природного газа». М.: ВНИИГаз, 1989. - С. 143 - 148.

105. Лукашев А.А. Ультразвуковая аппаратура для контроля физико-механических свойств неметаллических материалов и изделий // Дефектоскопия. 1983. - № 10. - С. 89 -90.

106. Лукин А.В., Ежов Ю.А. Крупномасштабное инженерно-геологическое районирование территории с. Красный Ясыл Пермской области // Карст Нечерноземья. Тез. докл. Пермь: 1980. - С. 103 - 104.

107. Лукин B.C., Мартин В.И., Яворский О.П. и др. Опыт изысканий трассы газопроводов Челябинск Петровск // Газовая промышленность.- 1982.-№3.-С. 19-20.

108. Лунев Л.А. Основы проектирования новых конструкций надземных трубопроводных переходов. М.: Недра, 1987. - 160 с.

109. Лурье А.И. Статика тонкостенных упругих оболочек. М.: Гостехиздат, 1947. -217 с.

110. Лыкошин А.Г. Карст и гидротехническое строительство. М.: Стройиздат, 1968. - 180 с.

111. Мазур И.И., Иванцов О.М. Безопасность трубопроводных систем. -М.: Издательский центр «ЕЛИМА», 2004, 1104 с.

112. Макаров Р.А. Средства технической диагностики машин. М.: Машиностроение, 1981. -223 с.

113. Максимович Г.А. Основы карстоведения. Т. 1. — Пермь: Пермское кн. Изд-во, 1963.

114. Максимович Г.А., Горбунова К.А. Карст Пермской области. Пермь: 1958.

115. Максимович Г.А., Костарев В.П. Карстовые районы Урала и Приуралья // Вопросы физ. Географии Урала: Учен. зап. Пермс. ун-та. -1973.-№ 308.

116. Мак-Скиллин Г. Ультразвуковые методы измерения механических характеристик жидкости и твердых тел // В кн.: Методы и приборы ультразвуковых исследований. И.: Мир, 1996. - т. 1. - С. 327 -395.

117. Мансуров М.Н., Черний В.П. Методы расчета морских трубопроводов на прочность и устойчивость // Газовая промышленность. 2005. - № 4. - С. 47-51.

118. Мартин В.И. Методика районирования закарстованных территорий по степени устойчивости для строительства // Инженерно-строительные изыскания. 1979. - № 3. - С.11 - 14.

119. Мартин В.И. Опыт изысканий в карстовых районах Башкирии // Инженерно-строительные изыскания. 1978. - №4. - С. 22 - 24.

120. Мартин В.И., Мулюков Э.И., Смирнов А.И. Проблемы строительства в условиях активного развития карстово-суффозионных процессов (на примере г. Уфы) / Труды УФНИИпромстрой. Уфа: 1990. - С.57 - 66.

121. Мартин В.И., Толмачев В.В., Ильин А.Н. и др. Основные задачи инженерно-геологических исследований для строительства на закарстованных территориях // Инженерная геология. 1983. - №2. -С.59-64.

122. Маслов Н.Н. Инженерная геология М.: Госстройиздат,1941.- 432 с.

123. Махмутов Н.А., Пермяков В.Н. Безопасность трубопроводов с учетом повреждений сооружения и эксплуатации // Доклады Второй международной конференции «Безопасность трубопроводов». М.: 1997. -С.57-63.

124. Методика оценки фактического положения и состояния подземных трубопроводов. М.: ВНИИГАЗ, 1992. - 53 с.

125. Методика расчета многопролетных трубопроводов. М.: ВНИИГАЗ, 1988.-37 с.

126. Методические рекомендации по длительным натурным измерениям параметров напряженно-деформированного состояния магистральных газопроводов. М.: ИРЦ ГАЗПРОМ, 1993. - 68 с.

127. Методические рекомендации по натурным измерениям напряженного состояния магистральных газопроводов. М.: ВНИИГАЗ, 1985.-43 с.

128. Методические рекомендации по расчетам конструктивной надежности магистральных газопроводов. РД 51- 4.2.- 003-97. М.: 1997.- 126 с.

129. Морозов В.Н. Магистральные трубопроводы в сложных инженерно-геологических условиях. Л.: Недра, 1987. - 121 с.

130. Мясников В.А. Критериальная оценка прочности трубопроводов, эксплуатируемых на слабонесущих грунтах // Вопросы состояния и перспективы развития нефтегазовых объектов Западной Сибири. — Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. С.49-53.

131. Надежность и ресурс газопроводных конструкций. Сб. научн. трудов ВНИИГАЗ. М.: ООО ИРЦ «Газпром», 2003. 297 с.

132. Папкович П.Ф. Строительная механика корабля. Т.П. JL: Морской транспорт, 1947. - 407 с.

133. Первушин Г.Г., Соколов С.М., Кутузова Т.Т. Расчет напряженно-деформированного состояния трубопроводов с использованием замеренных величин перемещений. Тюмень: Проблемы нефти и газа Тюмени, 1980. Вып. 46. - С. 24 - 30.

134. Перун И.В. Магистральные трубопроводы в горных условиях. М.: Недра, 1987.- 175 с.

135. Петров И.П., Камерштейн А.Г., Долгов В.К. Расчет напорных стальных трубопроводов на прочность.-М.:Госстройиздат, 1955. -245 с.

136. Петров И.П., Спиридонов В.В. Надземная прокладка трубопроводов. -2-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1973. - 472 с.

137. Повышение надежности и безопасности работы магистральных газопроводов / Материалы совещания главных инженеров газотранспортных и газодобывающих обществ ОАО «Газпром» (Москва, март 2004 г.) М.: ООО ИРЦ «Газпром», 2004. - 101 с.

138. Полозов А.Е. Повышение низкотемпературных теплоизолированных трубопроводов. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. - Москва, 2004 г. —

139. Поляков В.А. Разработка методологии расчета и оценки процессов деформации технологических трубопроводов. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. -Москва, 2003 г.

140. РД 3900147105-015-98. Правила капитального ремонта подземных трубопроводов. Уфа: 1998. - 96 с.

141. Рекомендации по использованию инженерно-геологической информации при выборе способов противокарстовой защиты. М.: Стройиздат, 1987.-81 с.

142. Рекомендации по оценке несущей способности участков газопроводов в непроектном положении. М.: ВНИИГАЗ, 1986. - 43 с.

143. Рекомендации по проектированию фундаментов на закарстованных территориях. М.: НИИОСП, 1985. - 78 с.

144. Рыбаков В.И. осадки фундаментов сооружений (Результаты наблюдений и анализ). -М.- JL: Стройиздат, 1937. 352 с.

145. Селезнев В.Е., Алешин В.В., Клишин Г.С. Методы и технологии численного моделирования газопроводных систем. М.: УРСС, 2002. -448 с.

146. Светлицкий В.А. Механика трубопроводов и шлангов. М.: Машиностроение, 1982. -280 с.

147. Смирнов А.И. Стационарные наблюдения за карстопроявлениями на Уфимском карстовом косогоре // Инженерная геология. 1992. - № 3 — С. 50-56.

148. Смирнов Р.А., Кравченко Б.В. Проблемы строительства в карстовых районах // Строительство и архитектура. 1983. - № 11. — С.24.

149. СНиП 2.05.06.85*. Магистральные трубопроводы / ЦИТП Госстроя РФ.-М.: 1997.-60 с.

150. Созонов П.М., Мельник В.И. Выборочный ремонт магистральных газопроводов // Материалы заседания секции «Техническое обслуживание и ремонт газопроводов» НТС «Газпром». М.: ИРЦ Газпром, 2000.-С. 141.

151. Соколов С.М. Проектирование, строительство и эксплуатация промысловых трубопроводов на болотах Среднего Приобья / Тем. обзор, сер. «Нефтепромысловое строительство». М.: ВНИИОЭНГ, 1978.-72 с.

152. Соколов С.М., Лукошкова Н.К. Экспериментальное исследование продольных перемещений подземных трубопроводов в торфе // Нефть и газ Тюмени. 1973. - Вып. 19. - С. 82 - 85.

153. Сорочан Е.А., Троицкий Г.М., Толмачев В.В. Комплексные защитные мероприятия при строительстве на закарстованных территориях // Основания, фундаменты и механика грунтов. 1982. - № 4. - С. 16-19.

154. Спектор Ю.И., Мустафин Ф.М., Лаврентьев А.Е. Строительство подводных переходов трубопроводов способом горизонтального направленного бурения: Учеб пособие. Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2001. - 208 с.

155. Спектор Ю.И., Бабин Л.А. Укрепление берегов в створах подводных трубопроводов. -М.: ВНИИПКтехоргнефтегазстрой, 2001. 503 с.

156. Стояков В.М., Тимербулатов Г.Н. Напряженное состояние участка изогнутого газопровода при пластических деформациях металла // Экспресс-информ. Сер. "Транспорт и подземное хранение газа". -1987-№ 1. С.17- 18.

157. Стояков В.М., Тимербулатов Т.Н. Оценка продольных усилий на участках газопроводов в виде арок с учетом ползучести грунта // Экспресс-информ. Сер. "Линейное трубопроводное строительство". -1987.-№5.-С.22-26.

158. Стояков В.М., Тимербулатов Т.Н. Работоспособность участков газопроводов при упругопластическом изгибе // Экспресс-информ. Сер. "Линейное трубопроводное строительство". 1986. - № 10. - С.15-18.

159. Тензометрия в машиностроении / Под ред. Р.А. Макарова. М.: Машиностроение, 1975. - 287 с.

160. Тимошенко С.П. Устойчивость стержней, пластин и оболочек. М.: Наука, 1971.-805 с.

161. Толмачев В.В., Ройтер В. Инженерное карстоведение. М.: Недра, 1990.- 152 с.

162. Толмачев В.В., Троицкий Г.М., Хоменко В.П. Инженерно-строительное освоение закарстованных территорий. М.: 1986. - 176 с.

163. Труфяков В.И., Гуща О.И., Тиморин А.А., Шемаковский С.В. Определение напряжений и деформаций в трубах линейной части магистральных трубопроводов по магнитной анизотропии стали // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. 1985. - № 8. - С.33-35.

164. Материалы заседания секции «Техническое обслуживание и ремонт газопроводов» НТС ОАО «Газпром». М.: ИРЦ Газпром, 2000. - С. 21 -23.

165. Тухбатуллин Ф.Г., Карпов С.В., Королев М.И. Современное состояние и перспективы совершенствования диагностики газопроводов, подверженных КРН // М.: ВНИИГАЗ, 2001. 4 с.

166. Фазлетдинов Р.А. Способы конструктивной защиты участков подземных газопроводов, проложенных в карстовых районах, от чрезмерных продольных перемещений / Материалы Новоселовских чтений. Уфа: 1999. - С. 138.

167. Феодосьев В.И. Избранные задачи по строительной механике. М.: Наука, 1979.-266 с.

168. Фесенко С.С. Измерение и мониторинг напряженного состояния карстовых участков газопроводов Ужгородского коридора. М.: НПП «Диарее», 1997 . - 148 с.

169. Фесенко С.С., Хасанов Р.Н., Углов A.JI. и др. Ультразвуковой способ контроля напряженного состояния газопроводов // Газовая промышленность. -2001. № 5. - С. 34-35.

170. Филин А.П. Прикладная механика твердого деформированного тела. В 2-х т. Т.П. - М.: Наука, 1978. - 616 с.

171. Хабибуллин Ф.Х., Иванов И.А., Горковенко А.И. Взаимодействие трубопровода с вязкопластичным грунтом // Проблемы транспорта в Западно Сибирском регионе. - Тюмень: 2000. - С. 40 - 42.

172. Халлыев Н.Х. Диагностика и выборочный ремонт основа эффективной эксплуатации трубопроводов. - М.: ИРЦ Газпром, 2000. -73 с.

173. Халлыев Н.Х. Совершенствование технологии и организации капитального ремонта магистральных газопроводов / Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. -М.: 1986.-54 с.

174. Харионовский В.В. Повышение прочности газопроводов в сложных условиях. Д.: Недра, 1990. - 180 с.

175. Харионовский В.В. Надежность и ресурс конструкций газопроводов. -М: Недра, 2000.-486 с.

176. Харионовский В.В., Курганова И.Н. Надежность трубопроводных конструкций: теория и технические решения // ИНЭИ РАН, Энергоцентр. 1995. - 125 с.

177. Хасанов Р.Н. Карстовые процессы на магистральных газопроводах предприятия «Пермтрансгаз» Тез. докл. / Всероссийская научно -техническая конференция «Новоселовские чтения». - Уфа: 1998. - С. 37.

178. Хасанов Р.Н. Противокарстовые мероприятия при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов. Тез. докл. / I я международная конференция «Техническое обслуживание и ремонт линейной части газопроводов. - Словакия: 2000. - С. 42 - 45.

179. Хигер М.Ш., Стояков В.М. К анализу напряженного состояния изгиба трубопровода по высотному положению // Труды Тюменского индустриального института. Тюмень, 1974. - Вып.24. - С.45-47.

180. Хигер М.Ш., Стояков В.М. Экспериментальные исследования изгибных напряжений на модели трубопровода / Тр. Тюменского индустриального института. 1974. - Вып. 24. - С. 47 - 49.

181. Хигер М.Ш., Стояков В.М., Лаптев А.А. Ремонт изогнутых участков газопроводов // Газовая промышленность. 1983. - №4. - С. 36 - 37.

182. Хоменко В.П. Геомеханическая модель провалообразования в необводненных песчаных грунтах. В кн.: Комплексные инженерно-геологические исследования для промышленного и гражданского строительства. - М.: наука, 1984. - С. 81 - 87.

183. Хоменко В.П., Зиангиров Р.С. Экспериментальное изучение закономерностей формирования провалов в песках, перекрывающих карстовые полости // Инженерная геология. 1981. - № 2. - С. 28 - 32.

184. Хренов Н.Н. Основы комплексной диагностики северных трубопроводов. Наземные исследования. М.: Газоил пресс, 2005. — 608 с.

185. Цытович Н.А. Механика грунтов. М.: Высшая школа, 1983. - 287 с.

186. Черняев К.В., Белкин А.А. Комплексный подход к проведению диагностики магистральных нефтепроводов / Трубопроводный транспорт нефти. № 6. - 1999. - С. 24 -30.

187. Чирсков В.Г., Иванцов О.М., Кривошеин Б.Л. Сооружение системы газопроводов Западная Сибирь Центр страны. - М.: Недра, 1986. -304 с.

188. Чичелов В.А., Хасанов Р.Н. Расчетно-экспериментальное исследование напряженного состояния газопровода в карстовом грунте. Тез. докл. / Международная научно-техническая конференция «Проблемы нефтегазового комплекса России» - Уфа: 1998. - С. 38.

189. Чичелов В.А., Шаммазов A.M., Зарипов P.M., Коробков Т.Е. Исследование напряженно-деформированного состояния и обеспечение прочности трубопровода на оползневом склоне / Нефтегазовое дело. Научно-технический журнал. Уфа: УГНТУ, 2003. - №1. - С.119-128.

190. Чичелов В.А., Шаммазов A.M. Зарипов P.M. и др. Разработка метода расчета напряженно-деформированного состояния трубопровода с компенсаторами. Нефтегазовое дело. Научно-технический журнал. -Уфа: 2005. №2.-С. 37-46.

191. Шаммазов A.M., Зарипов P.M., Чичелов В.А. и др. Обеспечение прочности магистральных газопроводов, проложенных в сложных трассовых условиях. Тез. докл. / II - й Конгресс нефтегазопромышленников России. - Уфа: 2000. - С.94-95.

192. Шаммазов A.M., Зарипов P.M., Чичелов В.А. и др. Разработка метода расчета напряженно-деформированного состояния газопроводов, проложенных в сложных инженерно-геологических условиях // Нефтегазовое дело. Уфа: УГНТУ, 2004. - № 2. - С. 119 - 128.

193. Шаммазов A.M., Зарипов P.M., Чичелов В.А. и др. Расчет напряженно деформированного состояния и прочности магистральных газопроводов, проложенных в карстовой территории. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999. - 76 с.

194. Шаммазов A.M., Зарипов P.M., Чичелов В.А. и др. Расчет и обеспечение прочности трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях. Т. 2. Оценка и обеспечение прочности трубопроводов. М.: Изд-во «Интер», 2006. — 586 с.

195. Шаммазов А.М., Чичелов В.А., Зарипов P.M. и др. Расчет магистральных газопроводов в карстовой зоне. Уфа: Гилем, 1999. -215 с.

196. Шаммазов И.А., Чичелов В.А. Технология обеспечения прочности газопроводов, проложенных по карстовой территории // Инжиниринг, инновации, инвестиции: сб.науч.тр. вып. 6. — Челябинск, 2005. С.41-50.

197. Шарыгин А.И. Нелинейно-упругий анализ деформаций нефтегазопроводов. Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. -Тюмень: 1998. № 6, С.95-98.

198. Шахунянц Г.М. Карстовые процессы и стабильность сооружений // Путь и путевое хозяйство. 1966. № 3. - С. 18-21.

199. Шилин А.Н. Расчет устойчивости оползневого склона подводного перехода через р. Каму / Сборник научных трудов «Вопросы надежности конструкций газопроводных систем». М.: ВНИИГАЗ, 1998.-С. 174-178.

200. Экспериментальные методы исследования деформаций и напряжений в конструкциях / Под ред. Н.И. Пригоровского. М.: Наука, 1977.- 150 с.

201. Якубовский Ю.Е., Малюшин Н.А., Якубовский С.В. и др. Проблемы прочности трубопроводного транспорта. Санкт - Петербург.: Недра, 2003. - 200 с.

202. Ясин Э.М., Березин В.Л., Ращепкин К.Е. Надежность магистральных трубопроводов. -М.: Недра, 1978. 166 с.

203. Ясин Э.М., Черникин В.И. Устойчивость подземных трубопроводов. -М.: Недра, 1967. 119 с.

204. Ahmed S., Asce A.M., McMickle R.W. Soil-pipe interaction and pipeline desing // Transp. Engn. J., ASCE. 1981. V.107. N TEI. P. 45-58.

205. Audibert J.M.E., Nyman K.J. Soil restraint against horizontal motion of pipes // J. Geotech. Engn. Div., Trans. ASCE. 1977. V. N GTIO. P. 1119 -1142.

206. Amoshika K., Tokano M. Analysis of pipelines siljected to differential ground settlment. Nippon kokan Techn. Rept, 1972, N 14.

207. Gaev A.Ya., Kilin Yu.A., Khasanov R.N. About the prevention of emergency situation at the arterial gas mains in the karst dangerous regions // Abstracts of Scientific Reports. St. - Petersburg, 1998. - P. 118-119.

208. Kiefner Y.F. Criteria set for pipeline repair "The Oil and Gas Journal", ang, 1978, vol 76, N 32.

209. Knasel J. Cured in - place pipe reconstruction of existing underground systems // Proc. Amer. Power Conf. Vol. 57. Chicago, 1995. - P. 416 - 420.

210. Mellem Tore. A Metod to obtain high reliability for mechanical pipeline couplings. Inf. Soc. Offchore and Polar Eng. 2000, P. 141 146.

211. Netto T.A., Kyriakides S. Dynamic performance of integral Buckle arrestors for offchore pipelines. Part. I. Experiments. Inf. J. Mech. Sci. 2000. 42, N7, P. 1405-1423.

212. Palmer A.C., Martin J.H. Buckle propagation in submarine pipelines // Nature. 1985. V. N6. P. 46 48.

213. Главный инженер первый заместитель генерального директора ООО «Пермтрансгаз», к.т.н.1. А.В. Мостовой

214. Начальник производственного отдела по эксплуатации магистральных газопроводов и газораспределительных станций, к.т.н.1. Р.Н.Хасанов

215. ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

216. УТВЕРЖДАЮ ник Департамента спортировке, подземному льзованию газа-£ал, Б.В. Будзуляк S> 2006 г.

217. МЕТОДИКА ПО ОБСЛЕДОВАНИЮ, РАСЧЕТУ И ПРОВЕДЕНИЮ МЕРОПРИЯТИЙ ПО РАЗГРУЗКЕ ОТ ЧРЕЗМЕРНЫХ НАПРЯЖЕНИЙ ГАЗОПРОВОДОВ, ПРОЛОЖЕННЫХ ПО КАРСТОВОЙ ТЕРРИТОРИИ1. СОГЛАСОВ.

218. ООО «Газнадзор» В.Н. Медведев 2006 г.1. РАЗРАБОТАНО:

219. ХНИЛ «Транснефтегаз» Уфимского государственного Нефтяного технического университета

220. Зам. начальника Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа OA «Газпром»1. В.Н. Дедешко У 2006 г.ели работ:

221. Г.Е. Коробков P.M. Зарипов2006 г.

222. Начальник Управления по транспойттювке газа и газового конденуюа&АО «Газпром» Гу CjyH-H. Губанок1. Ли ^у 2006 г

223. Руководитель Пермского межрегионального Управления по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора1. С.Н. Южанин» 2006 г.прансгаз» fem работ:

224. В.А. Чичелов I. Хасанов « /СО» JUuAdjjy 2006 г.

225. ООО «Подводгазэнергосервис» г работ: С-С. Фесенко2006 г.

226. Открытое акционерное общестЬо «(Газпром»

227. УТВЕРЖДАЮ Заместитель Председателя Правления OAQ «(Газпром»1. В.Ремизовгода

228. МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РАСЧЕТУ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ ИПЮЧНОСТИ ГАЗОПРОВОДА, ПГОХОДЯЩЕГХ) ПО КАРСТОВОЙ1. ТЕРРИТОРИИ1. V.1. Москва 199$1. ФЕДЕРАЛЬНОЕ1. АГЕНТСТВО1. П О1. ОБРАЗОВАНИЮ

229. Выше указанные нормативно-технические документы, монографии и учебные пособия используются студентами и аспирантами в учебном процессе УГНТУ.1. Проректор профессо.1. И.Г. Ибрагимов

Информация о работе

Чичелов, Виктор Александрович
доктора технических наук
Уфа, 2007
ВАК 25.00.19

Диссертация

Научно-практические основы обеспечения прочности и устойчивости газопроводов в сложных инженерно-геологических условиях - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Научно-практические основы обеспечения прочности и устойчивости газопроводов в сложных инженерно-геологических условиях - тема автореферата по наукам о земле, скачайте бесплатно автореферат диссертации

Похожие работы