Совершенствование строительства нефтепроводов в северных регионах

Худякова, Анна Александровна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Совершенствование строительства нефтепроводов в северных регионах
ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование строительства нефтепроводов в северных регионах"

УДК 622.692.4

На правах рукописи ^(усС /с-

□□3492350

ХУДЯКОВА АННА АЛЕКСАНДРОВНА

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА НЕФТЕПРОВОДОВ В СЕВЕРНЫХ РЕГИОНАХ

(на примере Ненецкого автономного округа)

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2010

2 5 ФЕЗ 2010

003492350

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Архангельский государственный технический университет».

Научный руководитель - доктор геолого-минералогических наук,

профессор

Губайдуллин Марсель Галиулович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Азметов Хасан Ахметзиевич

- доктор технических наук Аскаров Роберт Марагимович

Ведущая организация - ОАО «Институт «Нефтегазпроект»

Защита состоится 19 марта 2010 года в 1300 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР». Автореферат разослан 19 февраля 2010 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук

Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность исследований. Развитие нефтегазового освоения северных регионов России существенно зависит от сроков возведения, эксплуатации трубопроводных систем. Трубопроводное строительство в Заполярье, и в частности в Ненецком автономном округе (НАО), в условиях повсеместного распространения многолетнемёрзлых пород (ММП), избыточной обводненности, засоленности грунтов на побережье Баренцева моря, ранимости тундровых земель от техногенных воздействий характеризуется значительными затратами, свыше 50 % от стоимости обустройства месторождений. В НАО с учётом мерз-лотно-грунтовых, экологических условий осваиваемых районов, требований к трубопроводным системам используются подземный, наземный и преимущественно надземный типы прокладки нефтепроводов. Анализ применения традиционных конструкций нефтепроводов на свайных надземных фундаментах в зонах распространения деформируемых грунтов позволяет отметить, что при существенных затратах они не соответствуют требованиям устойчивости, долговечности и безопасности эксплуатации на ММП. По нашему мнению, заглублённые фундаменты, установленные в пылеватых, увлажнённых, засоленных грунтах при наличии колебаний температур наружного воздуха и прокачиваемого по трубам флюида приводят к вертикальным и горизонтальным перемещениям нефтепроводов. Данные недостатки приводят к дополнительным затратам на ремонт, ликвидацию на трубопроводах осложнений и аварийных ситуаций. В связи с этим представляется актуальной задача совершенствования строительства нефтепроводов, обеспечивающих их продолжительную, безаварийную эксплуатацию в Заполярье.

Целью работы является совершенствование строительства нефтепроводов в северных регионах для обеспечения устойчивости и надежности эксплуатации при сокращении затрат.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Анализ природно-климатических условий НАО, возможностей продолжительной, безопасной эксплуатации трубопроводов в регионе;

2. Исследование состояния и изменений геокриологической среды с морозобойными трещинами на контакте с фундаментами и нефтепроводами, совершенствование методики расчёта напряженно-деформированного состояния (НДС) промерзающих-оттаивающих грунтовых оснований, устойчивости фундаментов и трубопроводов на ММП;

3. Оптимизация состава и объема инженерно-экологических изысканий на различных этапах проектирования, разработка методики экономической оценки вариантов размещения нефтепроводов;

4. Совершенствование способов, составление рекомендаций по возведению искусственных оснований, теплогидроизоляционных покрытий, фундаментов и нефтепроводов с продленными сроками эксплуатации в сложных природно-климатических условиях Заполярья.

Объект исследования и методы решения поставленных задач

При выполнении исследований использованы результаты анализа опубликованных и фондовых данных, материалы лабораторных и натурных исследований, полученные за период с 2004 по 2009 год. Лабораторные изыскания проводились в Архангельском государственном техническом университете. Основной объём полевых работ выполнялся в составе инженерно-экологических изысканий ООО «Техноэкология Плюс» на нефтяных месторождениях НАО (Восточно-Сарутаюском, Тобойском и Ардалинском); на трассе нефтепровода Харьяга - Южное Хыльчую; на площадках насосно-перекачивающих станций (НПС) «Инзырей» и «Восточное Сарутаю».

Для анализа, статистической обработки результатов изысканий использовались стандартные компьютерные программы.

Научная новизна результатов работы:

1. Предложена модель тепломассообменных процессов в деятельном слое ММП с морозобойными трещинами;

2. Усовершенствована методика расчёта НДС грунтовых оснований с морозобойными трещинами, устойчивости фундаментов и трубопроводов, учитывающая наличие в основаниях вертикальных и горизонтальных составляющих тепломассообмена и вязкопластических деформаций;

3. Для различных этапов проектирования трубопроводов разработана методика экономической оценки вариантов их размещения, оптимизированы состав и объем инженерно-экологических изысканий, необходимые для проектирования нефтепроводов в условиях Крайнего Севера;

4. Усовершенствованы способы возведения искусственных оснований, фундаментов и трубопроводов, обеспечивающие безопасность эксплуатации трубопроводных систем в районах распространения ММП.

На защиту выносятся:

1. Модель деятельного слоя с морозобойными трещинами, учитывающая наличие горизонтальных и вертикальных составляющих тепломассообмена;

2. Методика расчёта НДС оснований нефтепроводов, включающая определение вязкопластических перемещений грунтов с учётом вертикальных и горизонтальных составляющих тепломассопереноса, подвижной границы фазовых превращений влаги в грунтовых основаниях;

3. Методика экономической оценки вариантов размещения нефтепроводов с учетом затрат на обеспечение экологической безопасности, обоснованная оптимизация состава и объема инженерно-экологических изысканий для строительства нефтепроводов в сложных условиях северных регионов;

4. Способы возведения искусственных оснований, теплогидроизоляци-онных покрытий, фундаментов и трубопроводов, обеспечивающие при оптимальных затратах их долговременную, безопасную эксплуатацию в Заполярье.

Практическая ценность результатов работы

1. Систематизированы природно-климатические и техногенные факторы, влияющие на безопасность, продолжительность эксплуатации трубопроводов в НАО.

2. Усовершенствована и апробирована методика расчёта НДС промер-зающих-отгаивающих грунтовых оснований с морозобойными трещинами, устойчивости фундаментов и трубопроводов в районах распространения ММП.

3. Разработана методика экономической оценки, выбора на различных этапах проектирования трасс размещения в осваиваемых районах трубопроводов; оптимизированы состав и объем инженерно-экологических изысканий, необходимые для проектирования нефтепроводов в сложных геокриологических условиях.

4. Усовершенствованы способы, составлены рекомендации по возведению искусственных оснований, теплогидроизоляционных покрытий, фундаментов и трубопроводов, обеспечивающие при оптимальных затратах продолжительную, безопасную эксплуатацию нефтепроводов в Заполярье.

Результаты проведённых изысканий использованы ООО «Технология Плюс» при проектировании альтернативного варианта трассы нефтепровода Харьяга - Южное Хыльчую, составлении программ проведения геокриологического и экологического мониторинга в 2009-2012 гг. на участках трассы, при обустройстве площадных сооружений Восточно-Сарутаюского месторождения. Применение запроектированных решений при строительстве нефтепровода позволит снизить капитальные затраты, увеличить на 10...12 % срок безопасной эксплуатации сооружений в сложных геокриологических условиях НАО.

Апробация результатов работы. Основные положения и результаты работы использованы в различных проектных и производственных организа-

циях, доложены на IV научно-практической конференции «Экологическое образование и экологическая наука: сотрудничество и проблемы» (Архангельск, 2004), международной научно-практической конференции «Развитие минерально-сырьевой базы Архангельской области: проблемы, перспективы, задачи» (Архангельск, 2006), Всероссийской конференции с международным участием «Академическая наука и ее роль в развитии производительных сил в северных регионах России» (Архангельск, 2006), международной молодежной конференции «Экология - 2007» (Архангельск, 2007), на региональных научно-технических конференциях в Архангельском государственном техническом университете (2005-2009 гг.).

Публикации. Основные результаты опубликованы в 16 научных трудах, в т.ч. в 1 ведущем рецензируемом научном журнале, рекомендованном ВАК Министерства образования и науки РФ, получены 3 патента на изобретения.

Структура и объём диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, библиографического списка использованной литературы, включающего 121 наименование, и 3 приложений. Работа изложена на 150 страницах машинописного текста, содержит 6 таблиц, 18 рисунков.

Автор выражает глубокую признательность научному руководителю д.г-м.н., проф. М.Г. Губайдуллину, благодарность д.т.н., проф. А.Л. Невзорову, д.г-м.н. А.И. Малову за ценные советы и замечания по содержанию диссертации.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе приведены результаты анализа природно-климатических и техногенных факторов, негативно влияющих на строительство, инженерно-экологическую безопасность и продолжительность эксплуатации трубопроводных систем в НАО.

Природно-климатические условия НАО исследовались с учетом расположения нефтегазовых месторождений, трубопроводов (рисунок 1), особенностей их строительства и эксплуатации. В главе описаны характер распространения и типы криогенного строения ММП, проанализировано развитие транспортной инфраструктуры в НАО.

-о

ПоМорское

Мшдсе некое - Торапейское ч 11 аульское

Коровинское

некое

инекое

Кумжи неКое

1 !ядЯйюское

Рсвлкоиекое

кое

Хяецдаейское Черп/юс кое

йсКос

некое

►жск ое

Мус юр шоре кое

1Н венской

1. Василково - Нарьян-Мар (газопровод) Нефтепроводы:

2. Ардалин - Харьяга

3. Тэдинское - ЦПС «Ардалин»

4. Черпаюское - ДНС «Салюка»

5. Мусюршорское - Сандивей

6. С.-Харьягинское - Харьяга

7. Ю.Шапкинское - Харьяга

8. Колгуевский терминал

9. Харьяга - ГНС «Уса»

10. Мядсейское - Тобойское -БРП Варандей

11. Сандивейское - Салюки

12. Торавейское- БРП «Варандей»

13. Инзырейское - Ср. Харьяга

14. 15 Существующие и планируемые нефтепроводы

Рисунок 1 - Схема расположения месторождений углеводородного сырья и трубопроводов в НАО

Состояние ресурсов углеводородного сырья, варианты его транспортировки в регионе. В настоящее время в НАО ежегодно добывается более 15 млн тонн нефти. Разведанные запасы позволяют осуществлять разработку месторождений свыше 50 лет и довести добычу нефти до 25...30 млн тонн в год. На 1 января 2010 года в округе разведано 81 месторождение. Нефть добывается из 18 месторождений. Темпы развития нефтедобывающей промышленности в НАО во многом определяются имеющейся и планируемой к вводу транспортной системой.

Существует два основных пути транспорта нефти за пределы НАО: южный вариант - в центральные и северо-западные регионы России (Балтийская трубопроводная система) и северный вариант - морским путём на западный рынок. Объемы транспорта нефти по южному и северному направлениям могут составить соответственно 10 и 15...20 млн тонн в год.

Обзор способов, особенностей проектирования, строительства, эксплуатации трубопроводов на деформируемых при промерзании-оттаивании грунтах. Результаты анализа опыта проведения в НАО инженерных изысканий, проектирования, строительства и эксплуатации нефтепроводов позволяют отметить следующее. Изыскания, лабораторные исследования физико-механических, химических свойств талых и мёрзлых грунтов осуществляются в соответствии со СНиП 11-01-96*, СП 11-102-95*, СНИП 11-103-97*, СНИП 11-105-97* (части 1-4). Их результаты успешно применяются при проектировании оснований, фундаментов сооружений на относительно прочных, слабо деформируемых талых и мёрзлых грунтах по СНиП 2.05-06-85*, СНиП 2.02.01-83 (2000), СНиП 2.02.03-85 (2003), СНиП 2.02.04-88 (1998), СНиП Ш-42-80 (2000). Однако применение данных регламентов применительно к районам мозаичного распространения сильно деформируемых при промерзании-оттаивании грунтов деятельного слоя и подстилаемых слитых, неслитых ММП с повышенными льдистостью, заселённостью приводит к увеличению стоимости проектно-изыскательских, строительных работ, потере устойчивости, надёжности эксплуатации нефтепроводов в сложных геокриологических условиях. В НАО, где распространены болотистые, сильнообводненные территории, расположено большое количество рек и озер, поэтому проблема проектирования на слабых грунтах весьма актуальна. Данной проблеме посвящены работы многих ученых: С.С. Вялова, Г.В. Порхаева, М.И. Горбунова-Посадова, Т.А. Маликовой, а также современные рекомендации D. Blanchard, M. Smith, T. White по проектированию системы трубопроводов Транс-Аляски, которые помогают решить ряд во-

просов при проектировании сооружений на сильно деформируемых грунтах. Тем не менее, необходимо продолжить работу в данном направлении.

Строительство трубопроводных систем включает использование трёх типов прокладки трубопроводов. На Севере строятся, в основном, надземные нефтепроводы для уменьшения возможности растепления грунта. Подземные и наземные трубопроводы, возводимые на естественных и искусственных основаниях, различных фундаментах, применяются при пересечении дорог, инженерных коммуникаций, болот и водных преград. Способы строительства основаны на проведении работ с наименьшим нарушением тундрового покрова. В зимний период технология проведения работ на ММП остается такой же, как и в нормальных условиях. Для увеличения периода возможного проведения строительных работ в зимний период устраивают временные снежно-ледяные дороги. В летний период работы по строительству линейной части либо полностью прекращаются, либо производятся по технологии, применяемой на болотах с использованием специальной техники. В южных и центральных районах России для строительства сельскохозяйственных и подобных им сооружений широко используют мелко заглублённые и поверхностного типа (плитные) фундаменты. В НАО эти фундаменты применяются в ограниченном количестве, и прежде всего для строительства на относительно прочных, слабо деформируемых грунтах. Основная часть нефтегазопромысловых сооружений в НАО возводится на заглублённых фундаментах - бурозабивных и буроопускных сваях. Применение последних часто приводит к сверхнормативным деформациям, осложнениям при эксплуатации сооружений. Сваи с охлаждаемыми установками, анкерные сваи, различные конструкции компенсаторов и другие современные решения увеличивают капитальные затраты, не исключая потерю надежности. Недостатки свайных фундаментов на деформируемых грунтах были подтверждены и результатами трёхлетних мониторинговых наблюдений на участках трассы надземного нефтепровода Южно-Шапкино -Харьяга, расположенного в НАО. Буроопускные свайные фундаменты с ограниченной глубиной заложения (4,5...5,5 м) и трубопровод ежегодно подвергались вертикальным деформациям пучения и оттаивания грунтов деятельного слоя (вверх и вниз до 230...320 мм). Вертикальные перемещения свай приводили к разрушениям опорных элементов, развитию под воздействием резких колебаний температур наружного воздуха и прокачиваемого по трубам флюида горизонтальных смещений (до 15 м) участков трубопровода от оси трассы. На нарушенных участках трассы ежегодно проводились

ремонтно-восстановительные работы. И тем не менее, надземные трубопроводы возводят, в основном, на буроопускных сваях.

Результаты анализа использования фундаментов для промысловых сооружений в НАО позволяют отметить следующее. Трубопроводное строительство предусматривает использование, в основном, надземных нефтепроводов на дорогостоящих свайных фундаментах, запроектированных по данным инженерных изысканий с глубиной погружения на семь и более метров. Заглублённые фундаменты позволяют исключить развитие вертикальных перемещений у сооружений, возведённых на сильно деформируемых ММП. Однако в нефтепроводах, оснащённых недостаточно эффективными для северных условий компенсаторами и подвижными опорами, под воздействием перепадов температур наружного воздуха и прокачиваемого флюида происходят температурные деформации, концентрации напряжений, коррозия металла труб, разрушения креплений со сваями. Они приводят к горизонтальным смещениям участков надземного трубопровода с фундаментов и запроектированных осей трасс, к осложнениям и аварийным ситуациям.

Считаем, что для проектирования промысловых сооружений в сложных геокриологических условиях необходимо наличие представительных данных изысканий, использование современных методов расчёта НДС грунтовых оснований и устойчивости фундаментов, применение как свайных, так и мелко заглублённых (плитных) фундаментов. Сложные геокриологические условия, особенности изменения свойств ММП при освоении в НАО нефтяных и газовых месторождений отражаются при проектировании нефтепроводов, требуют корректировки состава и объёмов проведения инженерно-экологических изысканий.

Во второй главе представлены результаты исследований свойств деятельного слоя геокриологической среды на контакте с фундаментами нефтепроводов, совершенствования методик расчёта НДС промерзающих-оттаивающих грунтовых оснований с учётом наличия в них морозобойных трещин, вертикальных и горизонтальных составляющих тепломассообмена, устойчивости фундаментов и трубопроводов на ММП, а также результаты проверки устойчивости нефтепроводов на плитных фундаментах.

Изучение состояния, изменений геокриологической среды на контакте с подземными, наземными и надземными трубопроводами. Геокриологическими исследованиями таких ученых, как С.Е. Гречищев, Л.В. Чистотинов, Р.П. Петрова, С.Е. Мельников, установлено, что под воздействием фазовых превращений влаги в покровных отложениях, при высоком положении уровня грунтовых вод (УГВ) формируются морозобойные трещины. Однако с по-

зиций влияния на водный и тепловой режимы физико-механические свойства деятельного слоя ММП морозобойные трещины до настоящего времени не изучались.

Ниже приведены результаты геокриологических изысканий, проведённых в НАО на трассе нефтепровода Харьяга - Южное Хыльчую, на НПС «Инзырей» и «Восточное Сарутаю». На указанных объектах в 2007-2008 гг. изучались: геометрические размеры морозобойных трещин, процессы формирования в деятельном слое блочных структур, изменения водно-тепловых свойств покровных отложений и подстилаемых ММП. В плане трещины имели четырёхугольную и пятиугольную формы со сторонами 1,6...4,4 м при ширине раскрытия на поверхности 0,05...0,35 м. Глубина смыкания трещин соответствовала границам максимального оттаивания грунтов (0,5...2,1 м) или положению верхней плоскости подстилаемых слитых ММП. Наличие грунтовых блоков, разобщённых между собой трещинами (рисунок 2), является определяющим фактором для формирования, оценки исходного и прогнозного состояний термовлажностного режима, физико-механических свойств покровных отложений.

1 - грунтовые блоки, разобщённые морозобойными трещинами;

2 - водонепроницаемый подстилающий слой, верхняя граница которого соответствует глубине промерзания-оттаивания грунтов; 3 - морозобойные трещины, заполненные водой или льдом

Рисунок 2 - Модель структуры деятельного слоя ММП с морозобойными трещинами

Предлагаемая модель деятельного слоя ММП позволяет прогнозировать изменения капиллярной (вертикальной) и гидрологической (горизонтальной) составляющих водного режима грунтов на осваиваемых участках. Так, например, по данным наблюдений на площадке, имеющей морозобойные трещины шириной 0,25 м, глубиной 1,2 м, протяжённостью сторон в плане 2,4 м, было установлено следующее. Объём капиллярной влаги в одном грунтовом блоке, имеющем в плане размеры 2,4x2,4 м, УГВ =1,2 ми осреднённую по высоте объёмную влажность и> = 0,22, к концу весеннего периода составлял 1,2 м3. Со-

держание воды в трещинах в этот период было наибольшим - 1,44 м3. В меженный период года объём воды в трещинах составлял 30 % от максимального, в осенний период - 70 % от значений весеннего паводка. Объем капиллярной влаги внутри блоков был практически неизменным в течение всего периода. Содержание влаги (льда) в трещинах зависит от размеров трещин и положения УГВ в годовом режиме, а в разобщённых блоках - от атмосферных осадков, положения УГВ и объема капиллярной влаги. Водный режим в блоках можно прогнозировать относительно УГВ экспоненциальными зависимостями.

Наличие в деятельном слое блоков, разобщённых между собой трещинами, существенно отражается на формировании вертикальных и горизонтальных составляющих тепломассопереноса в грунтовых разрезах, фазовых превращений влаги в трещинах и грунтовых блоках. Наблюдениями за промерзанием-оттаиванием деятельного слоя было установлено превышение значений осадок (на 25...35 %) при оттаивании грунтов в разобщённых трещинами блоках в сравнении с деформациями их пучения. Это вызвано одновременными процессами миграции влаги из блоков к верхней границе промерзания и горизонтального оттока влаги из блоков в промерзающие трещины.

Приведенные выше данные подтверждают, что при определении НДС грунтовых оснований с морозобойными трещинами необходимо учитывать наличие вертикальных и горизонтальных составляющих тепломассообмена как непосредственно в грунтовых блоках, так и в морозобойных трещинах. Результаты проведённых изысканий позволяют повысить достоверность оценок исходных данных, прогноза изменений геокриологического состояния среды на контакте с сооружениями, получить данные для расчётов НДС грунтовых оснований, устойчивости нефтепроводов и других объектов на Крайнем Севере.

Совершенствование методики расчёта НДС промерзающих-оттаивающих грунтовых оснований, устойчивости фундаментов и нефтепроводов на МАШ. В расчётах НДС талых и мёрзлых грунтовых оснований под сооружениями наиболее часто используют теорию линейно-деформируемых сред, позволяющую определять перемещения Ui точек в упругой среде грунтового полупространства, ограниченного плоскостью (х, у), на которую действует сила

Р(х, у). Тогда для силы Р = F ■ 5{х) ■ S(y), где §- функция Дирака; F - сила, действующая на фундамент; с учётом работы Е.Ф. Винокурова можно получить численные значения перемещений Ux Uy U: .

Ниже приведены результаты сравнения расчётных значений деформаций талых и мёрзлых грунтов в основании плитного фундамента, выполненные по теории линейно-деформируемых сред, с фактическими осадками

плитного фундамента. Расчёты деформаций неоднородных по глубине грунтов проводились из условий решения плоской задачи взаимодействия грунтового полупространства с пластинкой (шириной 0,9 м, длиной 10 м), на которую действует сила 123 кН/м. Изменения физико-механических свойств геологической среды в течение года учитывались соответствующими корректировками упругих констант грунта. Осадка плитного фундамента в натурных условиях была определена в ходе наблюдений за его перемещениями в процессе бурения скважины № 21 на Восточно-Сарутаюском месторождении НАО. Фактическая осадка оттаивающих грунтов в основании поверхностного фундамента составила 0,28 м и в 7 раз превысила расчётное значение. Такое несоответствие результатов объясняется тем, что НДС деформируемых грунтов под подошвой мелко заглублённых или плитных фундаментов нельзя рассчитывать по теории, не учитывающей нелинейную зависимость между напряжениями и деформациями, явления консолидации и вязкости деформируемых при промерзании-оттаивании грунтов деятельного слоя.

Полученные результаты подтвердили необходимость применения для решения подобных задач вязкопластической теории. Для определения НДС сильно деформируемых грунтов деятельного слоя под фундаментами были использованы следующие уравнения Пыжина:

¿и=^+Ъау(ф

где - первый инвариант тензора напряжений; •/_?-второй инвариант девиатора напряжений; II- упругий модуль сдвига; у- постоянная вязкости; к- предел текучести при простом сдвиге; а- постоянная величина, характеризующая скорость объемного расширения грунта; Ъц - символ Кронекера, 5,у = 1 при г =_/ и б,, = 0 при г ^ Функция Ф (Р) определяется по результатов испытаний грунтов на динамические воздействия.

Уравнение (2) удовлетворительно описывает скорость объёмных деформаций грунтового полупространства. Постулируя определённую зависимость между вторым инвариантом тензора скорости неупругой деформации и скоростью продвижения границы промерзания-оттаивания, используя решения теории линейно-деформируемой среды в качестве начальных условий, можно из уравнений (1) и (2) найти зависимость перемещений и, точек основания во времени, определить площадь фундамента, в целом оценить устойчивость проектируемого сооружения. Результаты расчетов по вязкопластической теории не

аУ, +JC-

-1

а5 у +

(1)

2 У,'2

аУ,1 +J{-

Бд..

(2)

соответствовали деформациям грунтов под буровой установкой. Фактические осадки грунтов превышали расчётные значения более чем в 2,5 раза.

Совершенствование методики расчёта включало использование полученных данных по формированию морозобойных трещин, водного и теплового режимов в деятельном слое ММП. По методике с использованием известных теоретических положений определён радиус-вектор силы р в точке (х, у, 2) грунта, составлен и реализован методами конечных элементов алгоритм определения НДС в грунтовых блоках с учетом наличия в них подвижной границы фазовых превращений влаги.

Расчет теплового режима в грунтовом блоке включал решение с учетом изменения физико-механических свойств основания двумерного уравнения теплопроводности. При двух переменных нестационарное уравнение теплопроводности можно представить в виде:

где Т = Т(г,!) - температура в точке с радиус-вектором г(х,у) в момент времени V, с(Т) -коэффициент теплоемкости; к(Т) - коэффициент теплопроводности.

Поставленная задача была реализована численным методом с учетом переменных направлений тепловых () и водных IV потоков в грунтовом блоке, загруженном усилием д (рисунок 3).

Для нахождения численного решения уравнения (3) применительно к грунтовому блоку использовался метод контрольных объемов. Температура, теплофизические параметры породы рассчитывались в центрах объемов и принимались за характеристики всего объема. Предлагаемый подход позволил получить наиболее достоверные значения распределения тепловых потоков и НДС внутри грунтового блока под сооружениями. Реализация поставленной задачи была осуществлена с использованием данных инженерно-геологических изысканий. Результаты расчёта осадки фундамента при оттай-

(3)

Рисунок 3 - Схема расположения нагрузки, тепловых и водных потоков в грунтовом блоке

вании грунтов в основании имели близкие натурным значениям и равнялись соответственно 0,22 и 0,28 м.

Для выполнения на основе теории вязкопластичности многочисленных расчётов НДС на неслитых ММП, расположенных под плитным фундаментом площадью 2,25 м2, были использованы следующие исходные данные: глубина сезонного оттаивания пылеватых суглинков Нот = 2,0 м; диаметр нефтепровода изменялся в пределах от 273 до 500 мм; температура оттаивающего грунта 1„ф под подошвой фундамента изменялась от - 0,1 °С до + 1,1 °С, а в подстилающих ММП на глубине 4,0 м от дневной поверхности температура изменялась от - 2,2 °С до - 2,52 °С; заселённость грунтов на глубине 4,0 м от дневной поверхности 2гр от 0 до 1,05 %, а в деятельном слое 20 от 0 до 0,18 %; расчётные значения нагрузки от трубопровода включали массу фундамента, трубы и прокачиваемого флюида. В расчётах учитывалось, что трещины в плане имели четырёхугольную форму со сторонами блока 3,6 м, ширину раскрытия трещин 0,25 м, глубину 1,8 м. Результаты расчётов, приведенные в таблице 1, подтверждают существенную зависимость напряжений, деформаций оттаивающих грунтовых оснований с моро-зобойными трещинами от нагрузок, температур и засоленности грунтов. Следует отметить, что максимальные значения деформаций в оттаивающих грунтовых основаниях (151... 172 мм) практически не отражались на устойчивости, надёжности эксплуатации пространственно гибких надземных трубопроводов. Аналогичные расчёты НДС грунтовых оснований под плитными фундаментами были проведены и на участках со слитыми ММП. Расчётные деформации в оттаивающих основаниях слитых ММП были на 5...7% меньше значений, приведенных в таблице 1.

Таблица 1 - Значения напряжений асж ,кПа (числитель), деформаций е, мм (знаменатель) оттаивающих, неслитых ММП под фундаментом

№ п/п Характеристика разрезов, сложенных пылеватыми суглинками с показателем текучести У/, равным 0,15 Расчётные значения напряжений в грунте*

Деформации фунта под фундаментом**

Расчётные наг рузки на фундамент, (тс)

1,25 2,42 5,92

1 г„= 0,0 %, ггр= 0,0 %, 1иф = -0,1 "С, -2,3 °С 62,5*/ 13,5** 115,7 / 22,9 272,3/46,6

2 2,= 0,1 %, гф = 0,5 %, ¡„ф= -0,3 "С, 1ф= -2,4 °С 60,2/14,3 122,6/26,3 288,1 /49,8

3 0,2 %, гф= 1,05 %, 1пф = -0,5 иС, ц= -2,7 °С 58,3/15,9 138,3 /29,8 296,2 / 52,2

4 г0 = 0,0 %, гф= 0,0 %, 1„ф= +0,5 "С, -2,0 "С 64,6 / 29,6 148,3/61,2 303,6/ 151,3

5 г„= 0,1 %, гф = 0,5 %, 1„ф = +0,1 "С, -2,2 °С 61,8/37,1 156,7/65,7 312,1 /160,2

б г„ = 0,2 %, гф = 1,05 %, 1„ф = 0,0 "С, 1ф = -2,4 "С 59,1 / 52,6 169,3 /68,4 312,1 /160,2

7 г„ =0,0 %, гф =0,0 %, ^ = +1,1 "С, ц = -2,4 °С 66,8 / 59,8 156,7/ 102,3 312,3/162,8

В г„= 0,1 %, гф= 0,5 %, 1„ф = -0,1 "С, ц= -2,5 "С 63,5 / 62,5 159,5 / 108,2 315,1 /168,9

9 г„ = 0,2 %, гф = 1,0 %, 1„ф = +0,9 "С, 1ф = -2,5 "С 61,2/69,5 162,7/113,6 3)9,8/172,4

Предлагаемый усовершенствованный метод расчёта НДС грунтовых оснований под мелко заглублёнными и плитными фундаментами, учитывающий наличие в деятельном слое морозобойных трещин, сезонные изменения водно-теплового режима, физико-механические свойства грунтов, позволяет получать более достоверные показатели несущей способности оснований, устойчивости сооружений на деформируемых, засоленных ММП.

Выполненный расчет подтверждает обеспечение устойчивости надземных нефтепроводов на данной конструкции плитного фундамента. Сметно-финансовые расчёты, приведенные в приложении № 3 диссертационной работы, показывают, что частичное (до 80 %) применение плитных фундаментов снижает стоимость строительства нефтепроводов более чем на 32 %.

Третья глава посвящена разработке методики обоснованного выбора трассы нефтепроводов на различных этапах проектирования, оптимизации состава и объёмов проведения инженерно-экологических изысканий, обеспечивающих проектирование трубопроводов в сложных геокриологических условиях.

Разработка методики экономической оценки, выбора оптимальных вариантов размещения трубопроводов. Темпы трубопроводного строительства в Заполярье в условиях мозаичного распространения слитых и неслитых ММП болот, водных преград, «ранимости» тундровых земель от техногенных нагрузок существенно зависят от выбора оптимальных по стоимости трасс прокладки.

На основе работ Н.Ф. Реймерса, B.C. Безеля и др., позволяющих с использованием нормативных требований, ограничений проводить дифференцированные, в основном, качественные оценки воздействий и последствий техногенной деятельности на компоненты окружающей среды, затруднительно осуществлять выбор трасс для прокладки трубопроводов. В последние годы опубликованы работы A.B. Конюхова, A.A. Калашникова, В.Б. Коробова, обеспечивающие выполнение количественных оценок, прогнозов изменений объектов окружающей среды в ходе освоения северных территорий. Дальнейшее развитие известных методик предусматривало выполнение ниже приведенных процедур.

Природоохранная значимость многочисленных нормативных характеристик состояний природных объектов, источников техногенной деятельности экспертами качественно учитывается безразмерными, дифференцированными показателями а. После математической обработки результаты качественных, субъективных экспертных суждений и оценок приводятся к количественным выражениям. При этом каждому показателю а в пределах изменения их численных значений с различной степенью уверенности устанавливаются

вербальные характеристики. По количественным значениям а, наряду с дифференцированными оценками исходного и изменённого состояний природных и промышленных объектов, степени опасности техногенных воздействий, определяются интегральные показатели инженерно-экологической опасности на этапах строител^тпя /? эксплуатации /?.жс:

где а, и - безразмерные показатели, учитывающие природно-климатические и техногенные условия освоения района, уровни экологической опасности при строительстве, эксплуатации объекта; л, /и - количество объектов (участков) с характерными для них эколо-го-техническими показателями.

Численные значения интегральных критериев Кстр {Яжс), определяемые по формулам (4), (5), отражают уровни инженерно-экологической опасности намечаемой деятельности, а именно: потенциально опасный - 1,0... 1,1; мало опасный - 1,1...1,2; опасный - 1,2...1,3; сильно опасный - 1,3...1,4; катастрофически опасный - 1,5... 1,7.

По величине затрат, определяемых по формулам (6) и (7) на природоохранные, восстановительные и другие мероприятия, можно принимать обоснованное заключение о целесообразности (при < 1,45/) или запрещении (при Б2> 1,45/) деятельности. При увеличении исходной сметной стоимости более чем в 1,4 раза планируемая производственная деятельность становится, как правило, нерентабельной:

где 51; - стоимость строительства нефтепроводов при оптимальных дополнительных затратах на обеспечение безопасности; 5: - стоимость строительства нефтепроводов с учетом выполнения природоохранных мероприятий; Ссщ, - стоимость строительства ¿-ого участка объекта, тыс. руб./км; С!жс- стоимость эксплуатации 1-ого участка, тыс. руб./км; = общая длина (площадь) осваиваемой трассы (участка), км (м ).

Предлагаемая методика позволяет: сократить объёмы изысканий; упростить процедуру анализа, обобщения результатов экспертных заключений; получить количественные, интегральные показатели состояния, прогноза изменения объектов; экономически оценить и выбрать из многочис-

(4)

(5)

(6) (7)

ленных вариантов экономически оптимальное размещение трубопровода в осваиваемом районе.

Оптимизация состава и объёмов проведения инженерных изысканий в северных регионах. Анализ материалов изысканий для проектирования в НАО сооружений, включая трубопроводы, позволяет отметить следующее. Изыскания для капитальных объектов на ММП, проводимые по СНиП 11-02-96*, СП 11-102-97* и другим регламентам, включают изучение геокриологической среды на глубине до 10 и более метров.

Для обоснованной оптимизации состава и объёмов изысканий в районах распространения слитых и неслитых ММП были исследованы физико-механические свойства как пучинистых, засоленных, высоко температурных, так и грунтов с оптимальными по строительным нормам показателями. По имеющимся материалам изысканий, в соответствии со СНиП 2.02.04-88* (1998*), СНиП 2.02.03-85* (2003), были выполнены многочисленные расчёты несущей способности свайных фундаментов для надземных нефтепроводов в НАО. Использованные исходные данные и примеры расчетов приведены в приложении № 3 диссертационной работы. Наиболее представительные результаты расчётов несущей способности свай в слитых ММП (в пучинистых, слабо и сильно засоленных грунтах) для различных диаметров свай и трубопроводов, глубины заложения фундаментов приведены в таблицах 2 и 3.

Таблица 2 - Расчетные значения удерживающих сил (тс) от выпучивания свай из слабо засоленных слитых ММП

№ п/п Характеристика разрезов, сложенных пылеватыми суглинками с показателем текучести J|, равным 0,45 Диаметр сваи 160 мм Диаметр сваи 220 мм

Глубина погружения, м Глубина погружения, м

5 | 6 | 7 5 6 7

1. Сваи для нефтепровода диаметром 273 * 8 мм (ри = 1,15 тс, рр= 1,05 тс)

1 г„=0,0%, 1ф= - 0,75 °С, 1„= - 0,5 °С 1,64 4,79 7,98 1,82 5,82 10,62

2 г„ = 0,0 %, - 1,5 °С, и= - 0,1 °С 6,34 8,46 10,58 7,35 9,81 12,25

3 г„ = 0,0 %, г„ер = 0,12 %, ц = -1,5 "С, 1„ = - 1,0 °С 0,68 3,51 6,38 0,51 4,46 8,42

4 = 0,05 %, гмср = 0,18 %, ц = -1,5 °С, С, = - 1,0 °С -0,30 1,61 4,01 - 1,48 1,82 5,12

2. Сваи для нефтепровода диаметром 377 * 16 мм (р" = 2,36 тс, рр= 2,12 тс)

5 = 0,0 %, Ьр = - 0,75 "С, Ь = -0,5 "С 2,67 5,58 9,05 2,99 7,29 11,69

6 г„ =0,0 %, г„р = 0,12 %, ц = -1,5 °С, и = -1,0 °С 1,71 4,58 7,46 1,57 5,53 9,49

7 га = 0,05 %, х^, = 0,18 %, = -1,5 "С, ^ = -1,0 °С 0,77 2,67 5,07 -0,47 2,89 6,19

3. Сваи для нефтепровода диаметром 500 * 30 мм (р" = 5,7 тс, рр = 5,1 тс)

8 0,0 %, 1ф= - 0,75 "С, ¡о= -0,5 °С 5,65 8,84 12,03 5,87 То,27 14,67

9 г„ = 0,0 %, г„ер =0,12%, ^ = -1,5 "С, 1„= - 1,0 "С 4,69 7,56 10,94 4,55 8,51 12,47

10 г0 = 0,05 %, = 0,18 %, 1, р = - 1,5 °С, ^ = -1,0 °С 3,75 5,65 8,05 2,57 5,87 9,17

Таблица 3 - Расчетные значения удерживающих сил (тс) от выпучивания

свай из засоленных слитых ММП

№ Характеристика разрезов, сложенных Диаметр сваи, Диаметр сваи,

п/п пылеватыми суглинками с показателем 160 мм 220 мм

текучести У;, равным 0,45 Глубина Глубина

погружения, м погружения, м

6 | 7 | 8 6 | 7 | 8 9

1. Сваи для нефтепровода диаметром 273*8 мм (р"= 1,15 тс, рр = 1,05 тс)

1 z„= 0,0 %, t,p= -0,75 "С, to= - 0,8 "С 4,79 7,98 11,17 5,82 10,62 14,02 19,39

2 7.= 0,0 %, гш.р= 0,5 %, 1ф= -1,5 °С, t„= -1 "С -1,40 0,0 1,60 -2,06 0,31 2,61 4,94

3 z0= 0,0 %, z„cp= 0,8 %, trp= -1,5 "С, t,,= -1,0 "С -1,77 -0,21 1,34 -2,83 -0,69 1,45 3,66

4 z„= 0,0 %, z„p= 1,1 %, trp= - 1,5 "С, t0= - ГС -2,58 -1,22 0,14 -3,94 -2,07 -0,21 1,65

2. Сваи для нефтепровода диаметром 325*16 мм (р" = 1,81 тс, рр= 1,62 тс)

5 z0 = 0,0 %, trp = -0,75 "С, t„ = -1,0 "С 5,41 8,59 11,73 6,79 11,19 15,59 19,96

6 z„ = 0,0 %, zMt.p=0,5%, -1,5 "С, ^ = -1 "С -0,93 0,67 2,27 -1,49 0,88 3,18 5,51

7 z„ =0,0 %, zMCp =0,8 %, trp = -1,5 "С, t„ = -1,0 °C -1,10 0,46 2,01 -2,26 -0,12 2,02 4,19

8 z„= 0,0 %, z„ep = 1,1 %, trp= -1,5 °C, t«,= -1,0 °C -1,91 -0,55 0,81 -2,37 -1,51 0,36 2,22

3. Сваи для нефтепровода диаметром 377*16 мм (р" = 2,36 тс, рр = 2,12 тс)

9 z„ = 0,0 %, trp = -0,75 "C, t„ = -1,0 "C 5,58 9,05 12,24 7,29 11,69 16,09 20,46

10 z„= 0,0 %, z„cp= 0,5 %, tvp= -1,5 "C, U= -1,0 "C -0,43 1,17 2,77 -0,89 1,38 3,68 6,01

11 z0 = 0,0 %, zMep= 0,8 %, trp= -1,5 "C, t„= -1,0 "C -0,60 0,96 2,51 -1,76 0,38 2,52 4,69

12 z„ = 0,0 %, zML.p = 1,1 %, t, p = -1,5 "C, t„ = -1,0 °C -1,41 -0,05 1,31 -2,87 -1,01 0,86 2,72

Примечание. Знак «-» подтверждает выпучивание свай, а его отсутствие - наличие удерживающих сил у свай в засоленных грунтах._

По результатам выполненных расчётов можно сделать вывод: бурозабив-ные сваи, погружённые в слабо засоленные слитые ММП на глубину свыше 5 м, не выпучиваются. Следовательно, изыскания в подобных геокриологических условиях целесообразно проводить на глубине 7,0...7,5 м. При наличии на исследуемых участках засоленных слитых ММП изыскательские скважины в ММП необходимо бурить на глубину свыше десяти метров.

Приведенные результаты расчётов подтверждают возможность снижения нормативных глубин и объёмов бурения изыскательских скважин (до 15 %) на трассах с пучинистыми грунтами, подстилаемыми слабо засоленными слитыми ММП. Исключениями являются участки с повышенной засоленностью грунтов (zMep >0,18 %), расположенные, в основном, на морском побережье НАО. Аналогичные расчёты НДС фундаментов под нефтепроводами были выполнены и для неслитых ММП (сезонно промерзающих покровных отложений), имеющих в разрезах пучинистые, слабо и сильно засоленные грунты. Полученные результаты также подтвердили целесообразность сокращения глубин проходок скважин (в среднем на 10 %) в сравнении

с нормативными рекомендациями при проведении изысканий в районах распространения неслитых ММП.

С учётом вышеизложенного разработаны рекомендации, уточняющие объёмы и состав проведения изысканий.

В четвёртой главе приведены природосберегающие технологии прокладки нефтепроводов в зонах распространения сильно деформируемых грунтов, практические рекомендации по проектированию, строительству и безопасной эксплуатации нефтепроводов на Севере.

Недостаточная изученность воздействий сильно деформируемых, засоленных грунтов на контакте с основаниями и фундаментами, технологических особенностей строительства, эксплуатации промысловых сооружений часто приводит к потере устойчивости, надёжности, ограниченным срокам эксплуатации трубопроводов в Заполярье. С учётом вышеотмеченных недостатков разработаны и запатентованы экономически приемлемые решения по возведению искусственных оснований, теплогидроизоляционных покрытий, способы прокладки трубопроводов в сложных геокриологических условиях.

Способ строительства надземного трубопровода в совмещённом с дорогой коридоре (рисунок 4) предусматривает следующее. На поверхности тундрового покрова (1) мёрзлого основания (2) частично возводят грунтовую

Рисунок 4 - Поперечный разрез надземного трубопровода и дороги в совмещённом коридоре

насыпь или снежно-ледяную дорогу (3) для перемещения по ней дорожно-строительной техники. В запроектированных местах расположения грунтовых массивов (4) трубоукладчиками на тундровый покров (1) устанавливают высотой 2,0...2,5 м несущие опоры (5), оснащенные анкерными пластинами (6). Затем с насыпи (3) возводят грунтовые массивы (4) высотой 1,0... 1,3 м. В случае строительства на трассе трубопровода постоянно действующей дороги после установки несущих элементов (5) и возведения массивов (4) производят досыпку дорожной насыпи (3) до проектных отметок. Производят монтаж трубопровода (7), закрепляют его к верхним частям опор (5). Грунтовые

массивы (4), расположенные в нижних частях несущих опор (5), представляют собой упрочнённые вяжущими веществами монолиты, обеспечивающие дополнительную теплоизоляцию от оттаивания грунтового основания, устойчивость и надёжность эксплуатации трубопровода (7) на мёрзлых грунтах. Размеры массивов (4) назначают из условий обеспечения вертикальной устойчивости и горизонтальных перемещений совместно с надземным трубопроводом (7).

Данный способ позволяет обеспечить надёжность эксплуатации надземных трубопроводов на плитных фундаментах, возведённых на сильно деформируемых или засоленных грунтах. Для возведения трубопроводов в Заполярье на участках с естественными и техногенными препятствиями разработан и запатентован комбинированный способ (рисунок 5, а), включающий одновременно надземный, наземный и подземный виды прокладки. Строительство надземных участков (1) трубопровода предусматривает установку опор (5) непосредственно на поверхность грунтового основания.

а)

1, 2, 3 - соответственно надземная, наземная, подземная прокладка трубопровода; 4 - труба на переходах с одного на другой вид прокладки

Рисунок 5 - Продольный разрез (а) и план трассы (б) трубопровода

На участке перехода от подземной прокладки (3) к наземному нефтепроводу (2) трубу (4) на болоте (7) укладывают в траншею по кривой, включающей участки АБ и БС. За счёт конфигурации дна траншеи создают упругий изгиб трубы с минимально допустимым из условия прочности радиусом р„„„. В плане наземный трубопровод (рисунок 5, б), также упругим изгибом трубы (4), прокладывают на поверхности болота (7) с искривлением оси по максимально большому радиусу рпшх. При этом вершина прогиба /а является серединой протяжённости болота (7). Наземная прокладка (2) трубопровода (рисунок 5, а) включает отсыпку грунтовой насыпи (8). Следует отметить, что на рисунке 5, б изображение насыпи (8) отсутствует.

Способы подземной (3) и надземной (1) прокладки трубопровода предусматривают круглогодичный цикл производства работ. Через болото (7) или обводнённый участок наземный трубопровод, как правило, прокладывают зимой. При этом трубу (4) укладывают на предварительно очищенный от снега мёрзлый слой, а затем сверху возводят грунтовую насыпь (8). Летом, по мере оттаивания болота (7), труба (4) вместе с насыпью (8) перемещается вниз. Удлинение трубы (4) на величину ¿1 реализуется за счёт перемещения трубы (4) под насыпью (8) по поверхности болота (7). При этом стрела прогиба изменяется (рисунок 5, б), а трубопровод одновременно перемещается вниз и в сторону. В итоге труба (4) занимает новое положение, показанное на рисунке 5, а. Фактически участок трубы (4) ОАБС на сильно деформируемых грунтах является компенсатором. Основание компенсатора ОА защемлено в минеральном грунте, а его деформируемая часть расположена в торфе, под насыпью (8). Известно, что сопротивление торфа и насыпи (8) поперечному перемещению трубы во много раз меньше, чем у минерального грунта природного сложения. Этим обеспечивается снижение НДС трубы (4) от внешних и внутренних нагрузок. В процессе эксплуатации радиус упругого изгиба Ртш трубопровода возрастает до значения р„ а НДС трубы (4) снижается. В результате повышается надёжность трубопроводов, предоставляется возможность снижения толщины стенок труб, а также капитальных затрат при возведении трубопроводов на сильно деформируемых засоленных грунтах. В местах перехода от одного вида прокладки к другому комбинированный способ предусматривает изготовление по усовершенствованной технологии упрочнения грунта «тяжёлой» нефтью дополнительных, локальных изоляционных покрытий (9) для увеличения площади контакта труб с деформируемым основанием. Размеры, геометрические формы изоляционных покрытий (9) назначают не только из условий теплоизоляции, исключения увлажнений

и развития коррозии, но и обеспечения свободных пространственных перемещений труб в грунтовом массиве и в изоляционном покрытии.

Способы возведения трубопроводов позволяют снизить капитальные затраты и сроки возведения при обеспечении надежной эксплуатации в Заполярье.

В состав рекомендаций по проектированию, строительству, эксплуатации нефтепроводов в Заполярье входят: особенности изучения геокриологической среды на контакте с основаниями и фундаментами нефтепроводов; методика расчёта НДС грунтовых оснований, устойчивости фундаментов на промерзающих-оттаивающих грунтах с учётом наличия в них морозобойных трещин, вертикальных и горизонтальных составляющих тепломассообмена. В рекомендации включены: оптимизация объёмов проведения изысканий; методика экономической оценки вариантов трасс, выбора оптимальной прокладки в осваиваемом районе нефтепровода; запатентованные способы возведения нефтепроводов, обеспечивающие надежную, продолжительную эксплуатацию сооружений. Рекомендации апробированы, внедрены в НАО, Архангельской области и при оптимальных затратах обеспечивают безопасность и долговременную эксплуатацию нефтепроводов в северных регионах.

Заключение

1. Установлено влияние деятельного слоя геокриологической среды, водно-теплового режима осваиваемых участков и техногенных факторов на НДС грунтовых оснований. Наличие в покровных отложениях блоков, разобщённых между собой трещинами, существенно отражается на вертикальных и горизонтальных составляющих тепломассопереноса. Предложена модель деятельного слоя ММП, в котором процессы миграции влаги одновременно происходят внутри блоков не только в вертикальном, но и в горизонтальном направлении путем ее разгрузки в систему трещин.

2. Усовершенствована методика расчёта НДС промерзающих-оттаивающих оснований. Скорректированная методика учитывает влияние морозобойных трещин, вертикальных и горизонтальных составляющих тепломассообмена, что повышает достоверность результатов расчетов, надёжность, продолжительность эксплуатации трубопроводов в северных регионах и позволяет более широко применять поверхностные фундаменты.

3. В качестве подвижных опор надземных трубопроводов на деформируемых засоленных грунтах предложено использовать плитные фундаменты, которые снижают стоимость строительства до 32 %, повышают надежность эксплуатации нефтепроводов за счет возможности обеспечения горизонтальных перемещений и компенсации вертикальных подвижек. Выполненный

расчет на устойчивость подтверждает возможность и целесообразность их применения в НАО.

4. Разработана методика экономической оценки и выбора рационального размещения трасс трубопроводов, оптимизированы состав и объёмы инженерно-экологических изысканий, обеспечивающих проектирование нефтепроводов в Заполярье.

5. Усовершенствованы и запатентованы способы, составлены рекомендации по проектированию, возведению на деформируемых засоленных грунтах искусственных оснований, фундаментов, теплогидроизоляционных покрытий для нефтепроводов, обеспечивающие при оптимальных затратах надёжность, безопасность эксплуатации нефтепроводов и других сооружений в Заполярье.

Результаты теоретических и экспериментальных исследований, рекомендации по проектированию и строительству нефтепроводов в районах распространения ММП успешно реализованы на нефтяных месторождениях НАО (Восточно-Сарутаюском, Тобойском и Ардалинском); на трассе нефтепровода Харьяга - Южное Хыльчую; на площадках насосно-перекачивающих станций «Инзырей» и «Восточное Сарутаю». Применение предлагаемых способов и решений по строительству нефтепроводов при минимальных воздействиях на компоненты окружающей среды снижает капитальные затраты, увеличивает продолжительность и надежность эксплуатации сооружений в сложных мерзлотно-грунтовых условиях северных регионов России. Опубликованные материалы диссертации могут быть использованы при обучении студентов, для повышения квалификации проектировщиков, специалистов по возведению и эксплуатации трубопроводных систем в районах распространения ММП.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Конюхов A.B., Губайдуллин М.Г., Худякова A.A. Предложения по утилизации нефтешламов, нефтезагрязненных грунтов на объектах топливно-энергетического комплекса // Проблемы освоения нефтегазовых месторождений Европейского Севера России. Сб. научн. тр. / АГТУ. - Архангельск: АГТУ, 2005. - С. 38-41.

2. Губайдуллин М.Г., Калашников A.B., Худякова A.A. Возможности снижения затрат при обустройстве месторождений углеводородного сырья на Крайнем Севере // Проблемы освоения нефтегазовых месторождений Европейского Севера России. Сб. научн. тр. / АГТУ. - Архангельск: АГТУ, 2005. - С. 20-24.

3. Конюхов A.B., Широбоков C.B., Худякова A.A. Предложения по оптимизации транспортных затрат и связей при освоении Ненецкого автономного округа // Развитие минерально-сырьевой базы Архангельской области: проблемы, перспективы, задачи. Сб. научн. тр. междунар. научн.-практ. конф. - Архангельск: АГТУ, 2006. - Вып. 3. - С. 89-95.

4. Конюхов A.B., Лукин А.Ю., Калашников A.B., Худякова A.A. Совершенствование технологий обустройства территорий нефтегазовых месторождений на Европейском

Севере // Развитие минерально-сырьевой базы Архангельской области: проблемы, перспективы, задачи. Сб. научн. тр. междунар. научн.-практ. конф. - Архангельск: АГТУ, 2006. - Вып. 3. - С. 86-88.

5. Худякова A.A., Губайдуллин М.Г. Инженерно-экологические аспекты строительства нефтегазопроводов на Европейском Севере России // Вестник АГТУ. Сер. «Прикладная геоэкология». - Архангельск, 2006. - Вып. 66. - С. 161-167.

6. Калашников A.B., Копалин A.A., Худякова A.A. Способы возведения линейных сооружений на Крайнем Севере // Академическая наука и ее роль в развитии производственных сил в северных регионах России. Матер, всеросс. конф. с междунар. участием. -Архангельск: Институт экологических проблем Севера Уральского Отделения Российской Академии наук, 2006 (Электронный оптический диск CD-ROM).

7. Худякова A.A. Охрана окружающей среды при возведении линейных сооружений на Крайнем Севере // Охрана окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов. Сб. научн. тр. / АГТУ. - 2007. - Вып. 73. - С. 257-261.

8. Худякова A.A., Коробов C.B. Особенности расчетов поверхностных фундаментов на вечномёрзлых грунтах для промысловых сооружений // Проблемы освоения нефтегазовых месторождений Европейского Севера. Сб. научн. тр. / АГТУ. - Архангельск: АГТУ, 2007. - Вып. 2. - С. 106-110.

9. Пат. 2317466 РФ, МКИ F 16 L 1/024. Способ прокладки надземных трубопроводов по трассам дорог в северных регионах / A.B. Конюхов, A.B. Калашников, A.A. Худякова (РФ). - 2006110434; Заявлено 31.03.06; Опубл. 20.02.2008. Бюл. 5.

10. Пат. 2329428 РФ, МКИ F 16 L 1/024. Комбинированный способ прокладки трубопровода / A.B. Калашников, М.Г. Губайдуллин, A.A. Худякова (РФ). - 2006128660; Заявлено 07.08.2006; Опубл. 20.08.2008. Бюл. 20.

11. Пат. 2331489 РФ, МКИ В 09 С 1/4. Способ комплексной рекультивации неф-тезагрязнённых земель / A.B. Калашников, A.A. Худякова, Г.С. Иванов, А.Ю. Латкин (РФ). - 2006143487; Заявлено 07.12.2006; Опубл. 20.08.2008. Бюл. 23.

12. Губайдуллин М.Г., Калашников A.B., Худякова A.A. Комбинированный способ прокладки трубопровода // Сб. реф. информации ученых АГТУ о результатах НИР и НИОКР, рекомендованных к практическому использованию. - Архангельск: АГТУ, 2008. -С. 71-72.

13. Худякова A.A., Губайдуллин М.Г. Анализ и повышение надежности эксплуатации нефтепроводов на Крайнем Севере // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2008. - Вып. 4(74). - С. 92-97.

14. Худякова A.A., Коробов C.B. Расчеты искусственных оснований и малоза-глублённых фундаментов для сооружений на деформируемых грунтах // Наука - северному региону. Сб. научн. тр. / АГТУ. - Архангельск: АГТУ, 2009. - Вып. 78. - С. 215-221.

15. Худякова A.A., Губайдуллин М.Г. Особенности формирования геокриологического строения покровных отложений на Крайнем Севере // Вестник РУДН. Сер. «Инженерные исследования». - М., 2009. - Вып. 3. - С. 83-87.

16. Худякова A.A. Рекомендации по обеспечению надежности, продолжительности эксплуатации нефтепроводов в районах распространения многолетнемёрзлых пород // Наука - северному региону. Сб. научн. тр. - Архангельск: АГТУ, 2009. - Вып. 78. -С. 212-215.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 15.02.2010 г. Бумага писчая. Заказ № 62. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Худякова, Анна Александровна

Введение.

1. Характеристика природно-климатических и техногенных факторов, влияющих на строительство, продолжительность безопасной эксплуатации трубопроводных систем в НАО.

1.1. Природно-климатические условия территории.

1.2. Состояние ресурсов углеводородного сырья, варианты транспортировки его из региона.

1.3. Особенности строительства трубопроводов на многолетнемерзлых грунтах.

2. Исследование геокриологической среды на контакте с сооружениями, совершенствование методик расчета напряжённо-деформированного состояния грунтовых оснований, устойчивости фундаментов под нефтепроводами.

2.1. Анализ способов прокладки и оценка взаимодействия оснований и фундаментов с трубопроводами на ММП.„.

2.2. Влияние геокриологических процессов на характеристики покровных отложений.

2.3. Совершенствование методик расчёта напряжённо-деформированного состояния грунтового основания, устойчивости фундаментов нефтепроводов на ММП.

3. Разработка методик оценки вариантов прокладки трубопроводов в осваиваемых районах, оптимизации состава инженерных изысканий, проектирования нефтепроводов в северных регионах.

3.1. Методика экономической оценки вариантов размещения на осваиваемых трассах трубопроводов.

3.2. Оптимизация состава, объёмов проведения инженерных изысканий при строительстве трубопроводов на ММП.

3.3. Особенности проектирования надземных трубопроводов для северных регионов.

4. Новые разработки при строительстве нефтепроводов на ММП в северных регионах.

4.1. Совершенствование способов возведения искусственных оснований, теплогидроизоляционных покрытий, фундаментов и нефтепроводов в НАО.

4.2. Рекомендации по проектированию, строительству трубопроводов с продлёнными сроками эксплуатации на Крайнем Севере.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование строительства нефтепроводов в северных регионах"

Актуальность исследований. Развитие нефтегазового освоения северных регионов России существенно зависит от сроков возведения, эксплуатации трубопроводных систем. Трубопроводное строительство в Заполярье, и в частности в Ненецком автономном округе (НАО), в условиях повсеместного распространения многолетнемёрзлых пород (ММП), избыточной обводненности, засоленности грунтов на побережье Баренцева моря, ранимости тундровых земель от техногенных воздействий, характеризуется значительными затратами, свыше 50% от стоимости обустройства месторождений [97]. В НАО, с учётом мерзлотно-грунтовых, экологических условий осваиваемых районов, требований к трубопроводным системам используются подземный, наземный и преимущественно надземный типы прокладки нефтепроводов. Анализ применения традиционных конструкций нефтепроводов на свайных надземных фундаментах в зонах распространения деформируемых грунтов позволяет отметить, что при существенных затратах они не соответствуют требованиям устойчивости, долговечности и безопасности эксплуатации на ММП [33, 52, 103]. По нашему мнению, заглублённые фундаменты, установленные в пылеватых, увлажнённых, засоленных грунтах, при наличии колебаний температур наружного воздуха и прокачиваемого по трубам флюида, приводят к вертикальным и горизонтальным перемещениям нефтепроводов. Данные недостатки приводят к дополнительным затратам на ремонт, ликвидацию на трубопроводах осложнений и аварийных ситуаций. В связи с этим представляется актуальной задача совершенствования строительства нефтепроводов, обеспечивающих их продолжительную, безаварийную эксплуатацию в Заполярье [43, 51].

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

Объект исследования и методы решения поставленных задач

Научная новизна работы:

1. Предложена модель тепломассообменных процессов в деятельном слое ММП с морозобойными трещинами [104, 108];

На защиту выносятся:

4. Способы возведения искусственных оснований, теплогидроизоля-ционных покрытий, фундаментов и трубопроводов, обеспечивающие при оптимальных затратах их долговременную, безопасную эксплуатацию в Заполярье.

Практическая ценность результатов работы

2. Усовершенствована и апробирована методика расчёта НДС промерзающих-оттаивающих грунтовых оснований с морозобойными трещинами, устойчивости фундаментов и трубопроводов в районах распространения ММП.

Результаты проведённых изысканий использованы ООО «Технология Плюс» при проектировании альтернативного варианта трассы нефтепровода Харьяга — Южное Хыльчую, составлении программ проведения геокриологического и экологического мониторинга в 2009-2012 гт. на участках трассы, при обустройстве площадных сооружений Восточно-Сарутаюского месторождения. Применение запроектированных решений при строительстве нефтепровода позволит снизить капитальные затраты, увеличить на 10.12% срок безопасной эксплуатации сооружений в сложных геокриологических условиях НАО.

Апробация результатов работы. Основные положения и результаты работы использованы в различных проектных и производственных организациях, доложены на IV научно-практической конференции «Экологическое образование и экологическая наука: сотрудничество и проблемы» (Архангельск, 2004), международной научно-практической конференции «Развитие минерально-сырьевой базы Архангельской области: проблемы, перспективы, задачи» (Архангельск, 2006), Всероссийской конференции с международным участием «Академическая наука и ее роль в развитии производительных сил в северных регионах России» (Архангельск, 2006), международной молодежной конференции «Экология — 2007» (Архангельск, 2007), на региональных научно-технических конференциях в Архангельском государственном техническом университете (2005-2009 гг.).

Публикации. Основные результаты изложены в 16 научных трудах, в т.ч. в 1 ведущем рецензируемом научном журнале, рекомендованном ВАК Министерства образования и науки РФ, получены 3 патента на изобретения.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Худякова, Анна Александровна

Выводы по главе 4.

1. Разработанные способы по проектированию, возведению на деформируемых засоленных грунтах искусственных оснований, фундаментов, теплогидроизоляционных покрытий для нефтепроводов в северных регионах не только обеспечивают надежность эксплуатации нефтепроводов, но и снижают капитальные затраты.

Заключение

3. В качестве подвижных опор надземных трубопроводов на деформируемых засоленных грунтах предложено использовать плитные фундаменты, которые снижают стоимость строительства до 32%, повышают надежность эксплуатации нефтепроводов за счет возможности обеспечения горизонтальных перемещений и компенсации вертикальных подвижек. Выполненный расчет на устойчивость подтверждает возможность и целесообразность их применения в НАО.

Результаты теоретических и экспериментальных исследований, рекомендации по проектированию и строительству нефтепроводов в районах распространения ММП успешно реализованы на нефтяных месторождениях НАО (Восточно-Сарутаюском, Тобойском и Ардалинском); на трассе нефтепровода Харьяга — Южное Хыльчую; на площадках насосно-перекачивающих станций «Инзырей» и «Восточное Сарутаю». Применение предлагаемых способов и решений по строительству нефтепроводов при минимальных воздействиях на компоненты окружающей среды снижает капитальные затраты, увеличивает продолжительность и надежность эксплуатации сооружений в сложных мерзлотно-грунтовых условиях северных регионов России. Опубликованные материалы диссертации могут быть использованы при обучении студентов, для повышения квалификации проектировщиков, специалистов по возведению и эксплуатации трубопроводных систем в районах распространения ММП.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Худякова, Анна Александровна, Архангельск

1. Абжалимов Р.Ш. Использование сезонно промерзающих пучинистых грунтов в качестве оснований под фундаменты малоэтажных зданий и подземных сооружений: Автореф. дис. д. т. н.: 05.23.02. Томск, (ТГА-СУ), 2005. - 48 с.

2. Айнбиндер А.Б., Камерштейн А.Г. Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость. Справочное пособие. М., Недра, 1982. 341 с.

3. Алекперов В.Ю. Стратегия развития // Нефть России, 1999, № 5. С.4-11.

4. Александров Ю.А., Надеждин A.B. Опыт строительства и эксплуатации санитарно-технических коммуникаций в южной зоне вечной мерзлоты. Сыктывкар: Коми, 1970. 103 с.

5. Алиев Р.А и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1988.- 475 с.

6. Амарян JI.C. Свойства слабых грунтов и методы их изучения. М.: Недра, 1990.-254 с.

7. Атлас Архангельской области / Под ред. А.Ф. Трешникова. М.: Главное управление геодезии и картографии при Совете Министров СССР, 1976. -110с.

8. Безель B.C., Кряжимский Ф.В., Семериков Л.Ф., Смирнов Н.Г. Экологическое нормирование антропогенных нагрузок // Экология, 1992. №6. С.3-12.1993. № 1. - С.36-47.

9. Биохимические основы экологического нормирования. Под редакцией Башкина В.Н., Евстафьева Е.В., Снакина В.В. и др. М.: Наука, 1993. 304 с.

10. Ю.Бородавкин П.П. Механика грунтов в трубопроводном строительстве. М.: Недра, 1976. 224 с.

11. П.Бородавкин П.П. Сооружение магистральных трубопроводов / П.П. Бо-родавкин, И.В. Бобрицкий, В.А. Юфин. М.: Недра, 1988. 200 с.

12. Бородавкин П.П. Строительство трубопроводов. М: Недра, 1987. 296 с.

13. Бородавкин П.П., Березин B.JI. Сооружение магистральных трубопроводов. -М.: Недра, 1987.-471 с.

14. Быков А.И. и др. Типовые расчёты при сооружении и ремонте газонефтепроводов. С-П.: Недра. 2006. 828 с.

15. Василенко В.А. Экология и экономика: проблемы и поиски путей устойчивого развития: Аналитический обзор. Новосибирск: СО РАН, ГПНТБ, ИЭиОПП (Сер. Экология. Вып. 38), 1995. 123 с.

16. Васильев В.И., Максимов A.M., Петров Е.Е., Цыпкин Г.Г. Тепломассопе-ренос в промерзающих и протаивающих грунтах. М.: Наука. Физматлит, 1997.-224 с.

17. Введение в численные методы. М.: МГУ, «Лань», 2005. — 288 с.

18. Вечная мерзлота и освоение нефтегазовых районов. Отв. редакторы Е.М. Мельников, С.Е. Гречищев. М.: ГЕОС, 2002. 402 с.

19. Винокуров Е.Ф. Итерационный метод решения плоских нелинейных задач механики грунтов. Минск: Госстрой БССР, 1969. — 64 с.

20. Винокуров P.C., Конюхов A.B., Садриев P.A. Анализ результатов геокриологического мониторинга по трассе нефтепровода Южно-Шапкино— Харьяга // Вестник АГТУ. Сер. Прикладная геоэкология. Архангельск, Вып. 75. 2008.-С.117-124.

21. Воскресенский К.С., Чистов C.B. Термоэрозия при линейном строительстве // Исследование устойчивости геосистем Севера: сб. ст. М.: Изд-во МГУ, 1988.-С.145-153.

22. Вялов С.С. и др. Прочность и ползучесть ¡мерзлых грунтов и расчеты ле-догрунтовых ограждений. М.: Издательство академии наук СССР, 1962. -254 с.

23. Вялов С.С. Реологические свойства и несущая способность мёрзлых грунтов. М: Высшая школа, 1959. 190 с.

24. Глазовская М.А. Принципы классификации природных геосистем по устойчивости к техногенезу и прогнозное ландшафтно-геохимическое районирование// Устойчивость геосистем. М., 1983. С.61-76.

25. Горбунов-Посадов М.И., Маликова Т.А. Соломин В.И. Расчёт конструкций на упругом основании. М: Стройиздат, 1984. 679 с.

26. Гречищев С.Е., Чистотинов JI.B., Петрова Р.П. и др. Геокриологические и гидрологические проблемы освоения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. М: Геоинформаркет, 1992. 58 с.

27. Губайдуллин М.Г. Ресурсная база и перспективы освоения нефтяных месторождений севера Тимано-Печорской провинции / Нефтяное хозяйство 2003. №4. С.85-87.

28. Губайдуллин М.Г., Калашников A.B., Худякова A.A. Комбинированный способ прокладки трубопровода // Сб. реф. информации ученых АГТУ о результатах НИР и НИОКР, рекомендованных к практическому использованию. Архангельск: АГТУ, 2008. - С. 71-72.

29. Губайдуллин М.Г., Калашников A.B., Макарский H.A. Оценка и прогнозирование экологического состояния геологической среды при освоении севера Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Архангельск: АГТУ, 2008. С.21-23.

30. Губайдуллин М.Г., Коробов В.Б. Экспертная интегральная оценка экологического состояния геологической среды // Геоэкология, 2005. №3. — С.244-252.

31. Даниэлян Ю.С. Прогнозирование процессов промерзания и оттаивания мерзлых грунтов при проектировании обустройства месторождений // Нефтяное хозяйство, 2003. -№ 1. С.44-46

32. Иванова Н.В., Ривкин Ф.М., Власова Ю.В. Строение и закономерности формирования криогенной толщи на побережье Печорского моря // Крио-сфера Земли, 2008, т. XII, № 2, с. 19-24.

33. Изучение инженерно-геокриологических и гидрогеологических условий верхних горизонтов пород в нефтегазоносных районах криолитозоны:

34. Методическое руководство / под ред. Мельникова Е.С. и др. М: Геоин-формаркет, 1992р. М.: Недра, 1992. 289 с.

35. Инструкция по определению температурного режима вечномерзлых и се-зонномерзлых гратов и прогнозирование последствий изменения тепловых условий на поверхности: РД 39-Р-088-91 / Гипротюменнефтегаз: Введена 01.07.91.-М., 1991.-40 с.

36. Ишмухаметов И.Т., Исаев C.JL, Лурье М.В., и др. Трубопроводный транспорт нефтепрдуктов. М.: Нефть и газ, 1999. — 3000 с.

37. Каджоян Ю.С., Губайдуллин М.Г. Концепция ранней добычи нефти на севере Тимано-Печорской провинции // Освоение шельфа Арктических морей России: Тр. 3-й Международной конференции С.-Пб, 1997. 4.1. -С.160-166.

38. Комаров И.А. Термодинамика и тепломассообмен в дисперсных мёрзлых породах. М.: Научный мир, 2003. 607 с.

39. Конюхов A.B. и др. Фундамент на вечномерзлых грунтах. А. С. (СССР) № 1723859, ДСП. 1993. 6 с.

40. Конюхов A.B. Инженерные изыскания и оптимизация прокладки нефтепроводов на вечномёрзлых грунтах. Архангельск, АГТУ, 2002. 60 с.

41. Конюхов A.B., Коптяев В.В. Основы строительной экологии. Архангельск: АГТУ, 2003. 68 с.

42. Коробов В.Б. Оценка масштабов возможного воздействия на окружающую среду при освоении нефтяных месторождений в Ненецком автономном округе // Экологическая экспертиза, 2003. №5. С. 13-19.

43. Коробов В.Б., Кочуров Б.И. Бальные классификации в геоэкологии: преимущества и недостатки // Проблемы региональной неоэкологии, 2007. №1. С.66-70.

44. Курноскина Н.С., Лейкам А.Б., Караваев С.С. и др. Охрана окружающей среды при обустройстве нефтяных месторождений в области распространения вечномерзлых грунтов. М.: ВНИИОЭНГ, 1989. 49 с.

45. Ландау JI.Д., Лифшиц Е.М. Теория упругости. М.: Наука, 1965. - 204 с.

46. Левантовская Н.П. Динамика геокриологических условий и оценка их устойчивости при техногенных воздействиях: (На примере Севера Западной Сибири): Автореф. дис. канд. геол.-минерал. наук: 04.00.07. — М., 1991. — 25 с.

47. Мазур И.И. Экология строительства объектов нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1991. - 278 с.

48. Научно-прикладной справочник по климату СССР. Серия 3. Многолетние данные. Ч. 1-6. Вып. 1. Архангельская и Вологодская области, Коми АССР. Книга 1. С.-Пб: Гидрометеоиздат, 1989. 483 с.

49. Невзоров А.Л. Структурная модель грунта // Мат. междунар. науч.-техн. конф. Опыт строительства и реконструкции зданий, сооружений на слабых грунтах. Архангельск: АГТУ, 2003. С.99-104.

50. Нечваль A.M. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: Учебное пособие. Уфа: ООО «Дизайнполиграфсервис», 2001. — 165 с.

51. Основы геокриологии. Ч.З. Региональная и историческая геокриология мира / под ред. Ершова Э.Д. М.: Изд-во МГУ, 1998. 575 с.

52. Павлов A.B. О тепловом равновесии в верхнем слое земной коры // Техногенные ландшафты Севера и их рекультивация. — Новосибирск: Наука, 1979.-с. 5-11.

53. Пат. № 1813140, (РФ). Способ возведения фундамента на пучинистых грунтах. Конюхов А. В., Лукин А.Ю. Опуб. в бюл. № 16,1993. 5 с.

54. Пат. № 2223832, (РФ). Способ утилизации промышленных отходов. Конюхов A.B., Лукин А.Ю., Калашников. A.B. Опубл. в Бюл. № 5, 2004. -4с.

55. Пат. № 2312181 (РФ), МПК Е01С 3/06. Дорожная конструкция / A.B. Конюхов, A.B. Калашников, A.A. Копалин. Опубл. 10. 12. 2007, Бюл. № 34. -5 с.

56. Пат. 2317466 РФ, МКИ F 16 L 1/024. Способ прокладки надземных трубопроводов по трассам дорог в северных регионах / A.B. Конюхов, A.B. Калашников, A.A. Худякова (РФ). 2006110434; Заявлено 31.03.06; Опубл. 20.02.2008. Бюл. 5.

57. Пат. 2329428 РФ, МКИ F 16 L 1/024. Комбинированный способ прокладки трубопровода / A.B. Калашников, М.Г. Губайдуллин, A.A. Худякова (РФ). -2006128660; Заявлено 07.08.2006; Опубл. 20.08.2008. Бюл. 20.

58. Пат. 2331489 РФ, МКИ В 09 С 1/4. Способ комплексной рекультивации нефтезагрязнённых земель / A.B. Калашников, A.A. Худякова, Г.С.Иванов, А.Ю. Латкин (РФ). 2006143487; Заявлено 07.12.2006; Опубл. 20.08.2008. Бюл. 23.

59. Патанкар C.B. Численные методы решения задач теплообмена и динамики жидкости: Пер. с англ. М.: Энергоатомиздат, 1984. 152 с.

60. Пендин В.В., Овсянникова О.С., Дубина Т.П. К вопросу о необходимости инженерно геологического обследования магистральных нефтепроводов в процессе эксплуатации // Трубопроводный транспорт нефти. М.: Транс Пресс, 1996. № 7. - с.14-16.

61. Пилягин A.B., Мамаев Н.Г., Габдрахманов Ф.Г. Проектирование фундаментов в сложных инженерно-геологических и производственных условиях. Йошкар-Ола: Изд-во МарГУ, 1985. 101 с.

62. Порхаев Г.В. , Фридман Г.М. И др. Теплофизика промерзающих и оттаивающих грунтов. «Наука». М., 1964. 429 с.

63. Проектирование малозаглублённых фундаментов малоэтажных сельских зданий на пучинистых грунтах: ВСН 29-85*. М., 1996. 41 с.

64. Пыжина П. Основные вопросы вязкопластичности. — Мир, 1968.

65. Рекомендации по проектированию и расчёту малозаглублённых фундаментов на пучинистых грунтах. — М.: НИИОСП Госстроя СССР, 1985.-60 с.

66. Рекомендации по проектированию фундаментов мобильных (инвентарных) на вечномёрзлых грунтах. — М.: Стройиздат, 1988. 112 с.

67. Рекомендации по теплотехническим расчетам и прокладке трубопроводов в районах с глубоким сезонным промерзанием грунтов. М.: ЦИНИС, 1975.-91 с.

68. Самарский A.A., Моисеенко Б.Д. Экономичная схема сквозного счета для многомерной задачи Стефана // Журнал вычислительной математики и математической физики, 1965. № 5. С.816-817.

69. Селезнёв B.C., Алёшин В.В., Прялов С.Н. Основы численного моделирования магистральных трубопроводов. М.: Ком. книга, 2005. 492 с.

70. Снакин В.В., Хрисанов В.Р. Биопродуктивность как фактор устойчивости ландшафта // Использование и охрана природных ресурсов в России, 2001. №10. с.60-67.

71. СНиП 11-02-96. Инженерные изыскания для строительства. Основные положения. 50 с.

72. СНиП 2.01.07-85*. Нагрузки и воздействия. 60 с.

73. СНиП 2.02.01-83 *(2000). Основания зданий и сооружений. 66 с.

74. СНиП 2.02.03-85*(2003). Свайные фундаменты. 54 с.

75. СНиП 2.02.04-88. Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах. -88 с.

76. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы. 71 с.

77. СНиПП-23-81. Стальные конструкции. 124 с.

78. СП 11-102-97. Инженерно-экологические изыскания для строительства. -43 с.

79. СП 11-103-97. Инженерно-гидрометеорологические изыскания для строительства. 33 с.

80. СП 11-105-97 (часть 1-4). Инженерно-геологические изыскания для строительства. 49 с, 101 с, 83 с, 57 с.

81. СП 34-116-97. Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов. 141 с.

82. Справочник по строительству на вечномерзлых грунтах. Под ред. Велли Ю.А., Докучаева В.В., Федорова Н.Ф. Л.: Стройиздат, 1977. 593 с.

83. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов в условиях вечной мерзлоты: ВСН 013-88 / Миннефтегазстрой СССР: Введ. 01.01.89. -М., 1989.-34 с.

84. Толкачев В.Ф. Дорога к нефти. Архангельск: Правда Севера, 2000. 608 с.

85. Тоскунина В.Э. Освоение нового нефтегазового региона в современных экономических условиях (теоретические основы и практические подходы к формированию программы развития Ненецкого автономного округа). Екатеринбург: ин-т экономики УрО РАН, 2004. 281 с.

86. Трофимов В.Т. и др. Карта устойчивости массивов пород криолитозоны к техногенным воздействиям // Вестн. Моск. ун-та. Серия 4. Геология. Москва, 1999. № 2. С.51-61.

87. Тугунов П.И., Новосёлов В.Ф., Коршак A.A., Шаммазов A.M. Типовые расчёты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Уфа: Дизайн Полиграфсервис, 2002. 656 с.

88. Флорин В.А. Основы механики грунтов, т.2. JL: Госстройиздат, 1961.-543 с.

89. Хрустал ев JI.H., Никифоров В.В. Стабилизация вечномерзлых грунтов в основании здания. Новосибирск: Наука, 1990. 137 с.

90. Худякова A.A. Охрана окружающей среды при возведении линейных сооружений на Крайнем Севере // Охрана окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов. Сб. научн. тр. / АГТУ. — 2007. Вып. 73. - С. 257-261.

91. Худякова A.A. Рекомендации по обеспечению надежности, продолжительности эксплуатации нефтепроводов в районах распространения многолетнемёрзлых пород // Наука северному региону. Сб. научн. тр. — Архангельск: АГТУ, 2009. - Вып. 78. - С. 212-215.

92. Худякова A.A. Экономическая оценка и выбор оптимальных трасс, глубины заложения фундаментов для надземных трубопроводов в северных регионах // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2010. №3 (в печати).

93. Худякова A.A., Губайдуллин М.Г. Анализ и повышение надежности эксплуатации нефтепроводов на Крайнем Севере // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. — Уфа, 2008. Вып. 4(74). - С. 92-97.

94. Худякова A.A., Губайдуллин М.Г. Инженерно-экологические аспекты строительства нефтегазопроводов на Европейском Севере России // Вестник АГТУ. Сер. «Прикладная геоэкология». — Архангельск, 2006. — Вып. 66.-С. 161-167.

95. Худякова A.A., Губайдуллин М.Г. Особенности формирования геокриологического строения покровных отложений на Крайнем Севере // Вестник РУДН. Сер. «Инженерные исследования». М., 2009. - Вып. 3. -С. 83-87.

96. Худякова A.A., Коробов C.B. Расчеты искусственных оснований и малозаглублённых фундаментов для сооружений на деформируемыхгрунтах // Наука — северному региону. Сб. научн. тр. / АГТУ. Архангельск: АГТУ, 2009. - Вып. 78. - С. 215-221.

97. Цытович Н.А. Механика мерзлых грунтов М: Высшая школа, 1973.-444 с.

98. Шаммазов A.M., Коршак А.А., Коробков Г.Б., Султанов Н.Ф. Основы трубопроводного транспорта нефти. УФА: ГИНТЛ «Реактив», 1996. -152 с.

99. Юдахин Ф.Н., Губайдуллин М.Г., Коробов В.Б. Экологические проблемы освоения нефтегазовых месторождений севера Тимано-Печорской провинции. Екатеринбург: УрО РАН, 2002. — 314 с.

100. Ястребов А.Л. Инженерные коммуникации на вечномерзлых грунтах. Л.: Стройиздат, 1972, 174 с.

101. Arctic systems: Natural Environment, Human Actions, Nonlinear Processes: IASC Report. Norway, Oslo, 1996. №3. 24 p.

102. Assessment system for environment and industrial activities in Svalbard / Ed. R. Hansson, P. Prestrud, N.A. Oritsland. Norway, Oslo,:Norvegian Polar Research Institute, 1990. 267 p.

103. Blanchard, D., Dupas, A., Fremond, M and M. Levy, 1985. Soil Freezing and Thawing: Modelling and Applications. In Freezing and Thawing of Soil-Water Systems, Amer. Soc. Civ. Eng., D.M Anderson and P.J. Williams (eds).pp. 10-17.

104. Smith, M.W. and D.E. Patterson, 1989. Detailed Observations on the Nature of Frost Heaving at Field Scale. Canadian Geotechnical Journal, 26(2). pp. 306-312.

105. Munn R.E. Global Environmental Monitoring System (GEMS). Action Plan for Phase 1: Rep.3, SCOPE. Toronto, 1973. 130 p.

106. White, T.L. and P.J. Williams, 1993. Microstructural alteration of a frost heave susceptible soil adjacent to a buried chilled pipeline. Proceedings 6th Conf. Permafrost, Vol. I, pp. 700-705.

107. Wilshire H.G. Environmental impact of oil and gas pipelines 11 US Geol. Surv. Circ., 1995. №1108.-P.l 17-118.

Информация о работе

Худякова, Анна Александровна
кандидата технических наук
Архангельск, 2010
ВАК 25.00.19

Диссертация

Совершенствование строительства нефтепроводов в северных регионах - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы