Теория и практика сооружения и ремонта морских подводных трубопроводов для транспорта нефти и газа в условиях шельфа СРВ

Лам Куанг Тьен

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Теория и практика сооружения и ремонта морских подводных трубопроводов для транспорта нефти и газа в условиях шельфа СРВ
ВАК РФ 25.00.18, Технология освоения морских месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Теория и практика сооружения и ремонта морских подводных трубопроводов для транспорта нефти и газа в условиях шельфа СРВ"

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА имени И.М. ГУБКИНА

УДК.622.692,4.0.1:539.4 Экз. Л'а

На правах рукописи

Лам Куанг Тьен

ТЕОРИЯ И ПРАКТИКА СООРУЖЕНИЯ И РЕМОНТА МОРСКИХ ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ДЛЯ ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА В УСЛОВИЯХ ШЕЛЬФА СРВ

Специальность 25.00.18 «Технология освоения морских месторождении полезных ископаемых»

АВТОРЕФЕРАТ Диссертации на соискание ученой степени Доктора технических наук

Москва - 2004.

Работа выполнена на кафедре автоматизации проецирования сооружений нефтяной и газовой промышленности Российского государственного университета нефти и газа им.И.М.Губкина

Научный консультант : доктор технических наук,

профессор Шадрин О.Б.

Официальные оппоненты: доктор технических наук,

профессор Быков Л.И. доктор технических наук, профессор Васильев Г.Г. доктор технических наук, профессор Ермаков А.И.

Ведущее предприятие: ОАО «Гипротрубопровод»

Защита состоится чЛе) 2004 г. в часов в аудитории

на заседании диссертационного совета Д 212.200.11 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора технических наук по специальности 25.00.18 «Технология освоения морских месторождений полезных ископаемых» при Российском Государственном университете нефти и газа им. И.М.Губкина по адресу 117917, Москва. ГСП-1, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина.

Автореферат разослан « J » iMfCt^-JPCl 2004 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, к.т.н.. доцент --yrf A.M. Иванова

.-го/ u 2-43309^

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы. С освоением морских нефтяных и газовых месторождений неразрывно связано сооружение внутрипромысловых и магистральных морских подводных трубопроводов. На шельфе юга СРВ уже построено свыше 700 км морских трубопроводов, и в ближайшей перспективе, значительно возрастет, протяженность вновь сооружаемых морских трубопроводов.

Особо важным фактором, влияющим на развитие морского трубопроводного транспорта, является решение Правительства СРВ о вводе в эксплуатацию морских месторождений "Лан Тай", "Лан До", "Ронг Дой", "Хай Тхань", "Бинга Кеква", "Block В" и "Изумруд" со строительством в 2005 - 2008 г.г. 130 км внутрипромысловых морских трубопроводов и морского магистрального газопровода протяженностью 300 км. Строительство морских трубопроводов на Южном шельфе СРВ может осуществляться различными способами в зависимости от конкретных условий.

Из-за сложных метеорологических и гидрологических условий укладка внутрипромысловых трубопроводов в основном выполняется с трубоукладочной баржи без применения стингера, а регулирование напряжений обеспечивается оснащением трубопровода понтонами и созданием его натяжения.Укладка магистральных морских трубопроводов выполняется с трубоукладочной баржи с применением стингера и усилия натяжения. Способ свободного погружения с транспортировкой длинномерных плетей трубопровода к месту укладки целесообразно использовать при небольшом волнении моря, а также при направлении течения, совпадающего с направлением трассы трубопровода. В настоящее время актуальной для совместного предприятия "Вьет-совпетро" стала проблема ремонта с заменой поврежденных участков подводных трубопроводов и их стояков.

рос. национальная библиотека

-j СПек-рйург гсот-рк

Анализ показывает, что существующие расчетные обоснования напряженно-деформированного состояния морских трубопроводов не охватывают всего многообразия вариантов и способов прокладки и ремонта подводных трубопроводов, применяемых на шельфе СРВ, что в ряде случаев не обеспечивает требуемый уровень надежности морских трубопроводов.

Поэтому, учитывая недостаточную изученность рассматриваемой проблемы, диссертация посвящена развитию теории и практики сооружения и ремонта подводных трубопроводов для транспорта нефти и газа в условиях морского шельфа СРВ.

Цели и задачи. Основной целью работы является разработка эффективных решений по сооружению и ремонту морских подводных трубопроводов для транспорта нефти и газа в условиях шельфа СРВ. В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе решены следующие задачи:

- установлены основные факторы, определяющие эксплуатационную надежность и надежность процесса строительства и ремонта морских подводных нефтегазопроводов на шельфе СРВ;

- обеспечение надежности процесса строительства морских подводных трубопроводов способом свободного погружения;

- обеспечение надежности процесса строительства морских трубопроводов, укладываемых с трубоукладочной баржи и имеющих участки с положительной и отрицательной плавучестями;

- расчетные обоснования напряженно-деформированного состояния укладки и подъема глубоководных морских трубопроводов;

- разработаны технологии и расчетные обоснования надводных способов ремонта морских подводных трубопроводов и их стояков.

Общая методика исследований основана на применении теории изгиба и метода начальных параметров для описания основных расчетных зависимостей для глубины укладки, угла поворота, изгибающего момента и поперечной силы с получением безразмерных зависимостей основных параметров укладки и подъема трубопровода, позволяющих выполнять анализ его напряженно-деформированного состояния и принимать оптимальные технические решения для различных стадий укладки трубопроводов способом свободного погружения, с трубоукладочной баржи и надводных способов ремонта подводных трубопроводов и их стояков.

На защиту выносятся следующие положения:

- анализ основных факторов, определяющих эксплуатационную надежность и надежность процесса строительства и ремонта морских подводных нефтегазопроводов на шельфе СРВ;

- обеспечение надежности процесса строительства морских подводных нефтегазопроводов, укладываемых способом свободного погружения и с трубоукладочной баржи;

- разработанные технологии и расчетные обоснования надводных способов ремонта морских подводных трубопроводов и их стояков.

Связь спланом отраслевых работ. Основные методические результаты работы выполнены в рамках плановых НИР и НИОКР совместного Вьетнамско-Российского предприятия (СП) «Вьетсовпетро».

Научная новизна. Основными научными результатами являются следующие:

- установлены основные факторы, определяющие эксплуатационную надежность и надежность процесса строительства и ремонта морских

подводных нефтегазопроводов на шельфе СРВ;

- разработаны методики расчета напряженно-деформированного состояния для различных стадий укладки подводного трубопровода способом свободного погружения и с трубоукладочной баржи и выполнен анализ влияния граничных условий на основные параметры укладки;

- впервые разработана расчетная модель различных стадий укладки морских трубопроводов с трубоукладочной баржи и имеющих участки с положительной и отрицательной плавучестями;

- предложены универсальные безразмерные зависимости для основных параметров укладки, позволяющие выявить ряд новых закономерностей и принимать эффективные решения при проектировании, сооружении и ремонте морских трубопроводов;

- разработаны новые технологии и расчетные обоснования надводных способов ремонта морских подводных трубопроводов и их стояков.

Практическая значимость работы. Состоит в решении задач, позволяющих:

- принимать эффективные технические решения при проектировании, строительстве и ремонте подводных трубопроводов, исключающие аварийные ситуации от возникновения в них чрезмерных напряжений и повышающие их надежность;

- оценить состояние и уровень надежности морских трубопроводов по результатам обследования;

- давать рекомендации по ремонту морских подводных трубопроводов и их стояков, в том числе и с использованием новых надводных технологий разработанных в диссертации.

Реализация результатов работы. Основные результаты работы внедрены в практику проектирования, строительства и ремонта подводных трубопроводов и их стояков при освоении морских месторождений СП

«Вьетсовпетро» Белый Тигр и Дракон на шельфе СРВ.

Апробация результатов работы. Основное содержание работы докладывалось на научно-технической конференции СП «Вьетсовпетро» Вунгтау, июль 1996 г.; на секции «Проблемы механики сплошных сред в системах добычи и транспорта нефти и газа» Конгресса нефтегазопромышленников России (г. Уфа, ИПТЭР, апрель, 1998 г.); Европейском симпозиуме по морской механике: Трубопроводы. Москва, Россия, 1999 г.; научно-технической конференции по нефти и газу, посвященной 20-летию образования СП «Вьетсовпетро» и добыче 100 млн тонн нефти (г. Вунгтау, Ноябрь, 2001 г.); IV Конгрессе нефтегазопромышленников России (г. Уфа, май, 2003 г.); на конференциях: The fourth national conference on Marine Science and Technology, Hanoi, November, 1998; Petroleum Science and Technology Conference of Vietnam Petroleum institute, May, 22-23,2003, Hanoi.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 22 печатные работы.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, семи глав, основных выводов, списка литературы из 71 наименования и приложения. Содержание работы изложено на 209 страницах, включая 2 таблицы и 44 иллюстрации.

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы задачи и основные направления исследований.

В первой главе отмечается, что в настоящее время на шельфе СРВ ведется интенсивное освоение морских месторождений нефти и газа и поисково-разведочные работы на 70 морских блоках силами СРВ и ведущих зарубежных нефтегазовых компаний.

Приведены общие сведения по морским трубопроводам на шельфе Вьетнама, способы их строительства и ремонта и перспективы развития.

Во второй главе приводится анализ результатов обследований и причин предаварийных и аварийных состояний морских трубопроводов и стояков, позволяющих установить основные факторы, определяющие эксплуатационную надежность и надежность процесса строительства и ремонта морских трубопроводов в условиях шельфа СРВ.

Обследования линейной части трубопроводов в СП «Вьетсовпетро» выполняются с помощью дистанционно управляемого подводного аппарата (РЮУ). В 2001 г. с применением [ЮУ были выполнены обследования 50 подводных трубопроводов между морскими стационарными платформами (МСП) и блок-кондукторами м/р Белый Тигр и Дракон общей длиной 134,9 км.

Представлен отчет по результатам обследований в 6 томах с чертежами 50 трасс трубопроводов и общей видеосъемкой вдоль всей длины трубопроводов на 741 дисках УСЭ. Обследовано 192 пересечения между трубопроводами, 98 провисающих участков, определена толщина стенки трубопровода в 95 сечениях трубопроводов, обнаружено 582 посторонних предмета, выполнены измерения катодного потенциала в 2097 точках в местах аномалий трубопроводов.

На основании результатов обследований провисаний трубопроводов установлено, что 30 провисающих участков трубопроводов имеют длины пролетов 1_>50м, в том числе 20 участков имеют 1=50...59 м, 4 участка — 1=60...69 м и 6 участков — 1=70...88 м. Такая длина провисающих участков значительно превышает критическую длину, при которой происходят колебания их от гидродинамического воздействия донных течений.

Результаты измерений толщины стенок на линейных участках трубопроводов в местах аномалий (изгибах, провисающих участках) показывают, что изменение толщины стенок труб вследствие коррозии на 2-3 мм зафиксировано в 9 точках, более 3 мм в 12 точках, в том числе в 5

точках максимальное уменьшение толщины стенки трубопроводов составило 6,0-7,7 мм.

По данным обследований 2001 г. на трубопроводах газлифта МСП- 8 - МСП-4 зафиксировано снижение катодного потенциала в 13 точках до (732-764) mV; на газопроводе ВК-2 - ВК-3 минимальное значение защитного потенциала, измеренное в одной точке — 612 mV; на газлифтном трубопроводе ВК-6 - RB-3 — 470 mV.

Большое количество пересечений трубопроводов и посторонних предметов (отрезки труб, тросов, листов, стержней и ферм) расположенных на трубопроводах или имеющих контакт с ними, создает определенные трудности при проведении ремонта трубопроводов и стояков.

Для оценки напряжений в морском трубопроводе используется имеющаяся в СП "Вьетсовпетро" компьютерная программа "SAGE PROFILE", исходными данными для которой являются получаемые при обследованиях с помощью ROV пространственные координаты положения морского трубопровода и высотные отметки дна моря вдоль его трассы, свойства грунтов и параметры трубопровода.

Анализ показывает, что основными причинами аварий являются повреждения трубопроводов судовыми якорями, якорными тросами; внутренняя и внешняя коррозия труб; истирание трубопроводов и повреждения от усталости металла в месте их пересечения и присоединения к стоякам под воздействием волн, течений, изменений давлений и температуры перекачиваемого продукта; повреждения вызванные производством строительных работ в непосредственной близости от трубопроводов; деформация дна и провисание трубопроводов; дефекты металла труб; нарушения правил эксплуатации (несвоевременное проведение ремонтов); неудовлетворительная

организация работ при строительстве трубопроводов. Число отказов

возрастает с увеличением срока эксплуатации трубопроводов.

Интенсивное плавание судов в акваториях месторождений, их частые подходы к МСП, а также систематическая работа в этих акваториях трубоукладочного и краново-монтажных судов (иногда по три судна одновременно) вызывают опасность зацепления подводных трубопроводов судовыми якорями, что приводит к аварийным ситуациям на подводных трубопроводах и соединенных с ними стояках.

В строительный период аварийные ситуации возникают от чрезмерных напряжений в процессе укладки трубопровода, критической точкой с наибольшими напряжениями, является точка схода трубопровода с трубоукладочной баржи. На многих обследованных с применением ROV подводных трубопроводах протекторы, приваренные на трубоукладочном судне (ТУС) «Кон Шон» к верхней образующей трубы, после укладки трубопровода на дно оказывались расположенными вдоль его боковых направляющих, т.е. поперечные сечения трубы поворачивались на углы 30... 120°. Поворот поперечного сечения при укладке концевых участков трубопровода на углы до 180° можно наблюдать непосредственно на корме ТУС. Этот поворот обуславливается тем, что в точке схода трубопровода с концевого ролика трубоукладочной линии возникает предел текучести материала трубы и трубопровод получает остаточную деформацию от изгиба с образованием выпуклого участка, в процессе укладки, после перехода точки перегиба этот участок оказывается в зоне напряжений противоположного знака (на вогнутом участке). Как известно, изгиб трубопровода, имеющего значительную длину пролета провисающего участка, всегда происходит в плоскости наименьшей жесткости, т.е. остаточная кривизна выпуклого участка при достижении дна моря может оказаться повернутой на угол 180°.

Значительные остаточные деформации имеют место и на концевых участках трубопровода за укосиной стояка, обусловленные напряжениями,

достигающими предела текучести материала трубы и возникающими в трубопроводе при монтаже стояка, а также на участках пересечений трубопроводов. Трубопровод, расположенный" над пересекаемым трубопроводом, имеет начальную кривизну с выпуклостью обращенной вверх, которая является зоной, где в первую очередь может произойти потеря продольной устойчивости трубопровода под действием сжимающих продольных сил, обусловленных изменением температуры (после пуска в эксплуатацию трубопроводов, транспортирующих горячую нефть или ГЖС).

По материалам обследований некоторые трубопроводы, расположенные сверху пересекаемых, не касаются последних. Это объясняется тем, что продольная сжимающая сила от температурного перепада стенки трубы для данного пролета провисающего участка трубопровода превышает критическую сжимающую продольную силу.

Анализ результатов обследований и причин аварий морских трубопроводов и стояков позволяет сформулировать следующие виды предельных состояний, встречающиеся при строительстве и эксплуатации трубопроводов в условиях шельфа СРВ: исчерпание прочности; местная потеря устойчивости; колебания подводных трубопроводов и стояков от гидродинамического воздействия волн и течений; разрушение в результате уменьшения толщины стенки трубы из-за интенсивной коррозии стояков в зоне переменного смачивания; потеря герметичности в результате образования локальных нарушений; потеря продольной устойчивости трубопровода, транспортирующего горячую нефть; локальное смятие сечения трубопровода от совместного действия гидростатического давления и изгиба.

Процесс приближения состояния трубопровода к отказу можно свести к мгновенному разрушению и накоплению повреждений. В первом случае отказ происходит в результате мгновенного приближения

состояния трубопровода к предельному состоянию, например, исчерпанию прочности или местной потери устойчивости при строительстве или проведении ремонта. Во втором случае трубопровод монотонно приближается к предельному состоянию, и отказ наступает как следствие накопления повреждений в период эксплуатации, например, увеличение коррозийного повреждения с течением времени, усталостное разрушение от знакопеременных воздействий, накопления деформации и ДР-

Предельные состояния исчерпание прочности (разрыв или излом трубопровода) и местная потеря устойчивости (остаточные изгибные деформации, гофрообразование или вмятины, вследствие превышения предела текучести материала трубы) происходят в строительный период (при укладке трубопровода на дно моря, подъеме концевых участков трубопровода при монтаже стояков) и в период эксплуатации (при воздействии судовых якорей и подъеме трубопровода для проведения надводного ремонта).

Колебания подводных трубопроводов и стояков от гидродинамического воздействия волн и течений происходят в период эксплуатации. Колебаниям подвергаются стояки, имеющие ненадежные узлы крепления к диафрагмам платформ; применение на всех диафрагмах платформ жестких узлов крепления стояков позволит исключить их колебания в штормовую погоду. В период эксплуатации провисающие участки трубопроводов, образующихся вследствие переформирования дна моря, или приподнятые над дном участки трубопровода от потери их продольной устойчивости, подвергаются колебаниям от воздействия донных течений. Наиболее опасные резонансные колебания определяются расчетом и устранить их можно уменьшением длины пролета провисающего участка путем устройства дополнительных опор или заглублением трубопровода в донный грунт.

Предельное состояние, обусловленное разрушением в результате уменьшения толщины стенки трубы из-за интенсивной коррозии стояков в зоне переменного смачивания, устраняется проведением ремонта с заменой поврежденного участка стояка, а при строительстве новых трубопроводов — применением участка трубы с антикоррозионным покрытием из неопрена.

Потеря герметичности подводных трубопроводов в результате образования локальных повреждений устраняется с помощью гидрозажимов или проведением надводного ремонта.

Для обеспечения продольной устойчивости трубопроводов под действием сжимающих продольных сил необходимо устанавливать вблизи МСП компенсаторы продольных перемещений.

Оценка надежности процесса строительства и ремонта морских трубопроводов основывается на условиях обеспечения прочности, устойчивости и требуемого уровня безопасности. Прочностной расчет, базируется на энергетической гипотезе формоизменения и понятии эквивалентного напряжения.

Обеспечение требуемой надежности при проектировании производится путем выбора системы коэффициентов запаса прочности или обратных им величин, называемых коэффициентами надежности. В качестве коэффициента запаса прочности принимается соотношение между предельным напряжением и максимальным эквивалентным напряжением в опасном сечении трубы

К-&Г, Р-1)

^ош,

где [ст] — предельное напряжение, в качестве которого принимается в зависимости от характера разрушения предел текучести стт или временное сопротивление ав.

Детерминированный коэффициент К позволяет в некоторой степени учесть вероятностный характер как геометрических и прочностных параметров, так и действующих нагрузок.

Под действием изгиба, внешнего гидростатического давления и продольных усилий в трубопроводе может произойти локальное смятие или потеря устойчивости поперечного сечения трубы, имеющие вид излома или гофрообразования.

В настоящее время существуют лишь эмпирические и полуэмпирические методы оценки устойчивости морских трубопроводов в виде критериальных зависимостей

где Р, М, Т — фактически действующие нагрузки (соответственно перепад давлений, изгибающий момент и продольное усилие); Рс, Ма Тс - предельно допустимые значения тех же силовых факторов при условии, что остальные виды нагрузок отсутствуют. Нормы и стандарты разных стран используют различные виды критериального уравнения, а также разные значения коэффициентов запаса.

Как показывает практика, наибольшее влияние (опасность) на несущую способность (прочность, локальное смятие) при строительстве и эксплуатации морских трубопроводов на шельфе СРВ оказывает изгибающий момент (деформации от изгиба трубы), поэтому дан анализ существующих расчетов напряженно-деформированного состояния подводных трубопроводов при их укладке свободным погружением и с трубоукладочной баржи.

Приведены выводы и постановка задач исследований.

Третья главз посвящена обеспечению надежности процесса строительства морских подводных трубопроводов способом свободного

(2.2)

погружения. Приведен расчет напряженно-деформированного состояния начальной стадии укладки морских трубопроводов способом свободного погружения с различными вариантами граничных условий в точке выхода трубопровода на свободную поверхность моря:

1 — угол поворота и изгибающий момент равны нулю;

2 - ненулевые граничные условия для угла поворота, изгибающего момента и поперечной силы;

3 — изгибающий момент максимален и угол поворота равен нулю.

Результаты расчетов для этих вариантов граничных условий представлены в виде аналитических и графических зависимостей

безразмерных глубины укладки )г и длины участков трубопровода с

отрицательной и положительной плавучестями а и Ъ от относительной плавучести трубопровода т.

Рассмотрены расчеты напряженно-деформированного состояния Б-образных и конечной стадий укладки трубопровода способом свободного погружения. При строительстве морских внутрипромысловых трубопроводов их концевые участки соединяются со стояками морских стационарных платформ. При монтаже стояка первостепенное значение имеет точное расположение конца трубопровода у платформы, а также его напряженно-деформированное состояние. Для фиксации положения конца трубопровода в заданной точке его закрепляют тросом к диафрагме платформы или к направляющему тросу, а для уменьшения напряжений от изгиба оснащают понтонами.

В начальной стадии укладки трубопровод испытывает консольный изгиб с выпуклостью обращенной вверх. После того, как на нижний конец трубопровода будет действовать сосредоточенная сила от реакции диафрагмы, к которой он закреплен тросом, дальнейшее погружение трубопровода по мере отстропки понтонов будет сопровождаться изгибом

с выпуклостью, обращенной вниз (Э-образная форма изгиба упругой линии трубопровода). Расчетная схема этой стадии погружения будет соответствовать балке, на участке а которой действует нагрузка интенсивностью р и на участке Ь — нагрузка интенсивностью q, причем наиболее низко расположенная точка трубопровода расположена ниже уровня опор.

Для Б-образных форм изгиба трубопровода максимальные напряжения в зависимости от т могут возникать на участках с положительной или отрицательной плавучестями. Поэтому основные безоазмерные параметры представлены через максимальные напряжения

на участке а: Иа , аа , Ън , си и на участке Ь : \ , аь , Ъь , Съ

0.5

- + т -1

(3.1)

(о-ЛУ

т25{\-тТ 5(1-™) М Г+ -1

и, / 1с;

1гь = У,> ч, =--г-(3.3)

кИ2 л

6{с+т~1)

где а, а - соответственно безразмерная длина и длина участка трубопровода, имеющего отрицательную плавучесть;

b, Ъ — соответственно безразмерная длина и длина участка трубопровода, имеющего положительную плавучесть;

c, с - соответственно безразмерная длина и длина упругоизогнутого, погруженного в воду участка трубопровода;

/г, Л — соответственно безразменрная глубина и глубина погружения трубопровода;

<7 — максимальное напряжение от изгиба трубопровода; ¡У — осевой момент сопротивления сечения трубопровода; £/ — изгибная жесткость;

р, ц — соответственно отрицательная и положительная плавучести трубопровода;

т = — - относительная плавучесть трубопровода; . со

СО = +

' Ъ

Значения — в формулах (3.1)...(3.3) определяются из решения с

уравнения

Ч«-/ /

(3.4)

Из двух значений с„ и Сь, а также к„ и Иь принимаются меньшие

из них.

В промежуточной стадии укладки изгибаемый трубопровод принимает форму Б-образной кривой, но в отличие от предыдущего случая с другими граничными условиями в начале координат.

Для ненулевых граничных условий для угла поворота, изгибающего момента и поперечной силы в точке выхода трубопровода на свободную поверхность основные параметры укладки равны

а,, - а

со У'5 _ [8(1 - т)]'

сх„Ж 2п - п2 - т

(3.5)

Сп = С

* Г - [8(1с

(3.6)

(о-лУ

8т°-5(\-т)2-5

з(2п-п2-т)4

\ 4 ( = \

а ] -1 + т с

— —=■

с) [1 + с)

(3.7)

- (рд )°5 ЕЛ

8ш25(1 -тТ

(о-^У

п С V С)

+ т

(3.8)

где с = /Зс ; /3 =

/■ Л 0.25

ч4 у0ЕГ, характеризующий упругость основания;

; к = - коэффициент, Л

у0 — расстояние от верха трубы до уровня воды при расположении прямолинейного трубопровода на плаву.

■ = п

1+=

(3.9)

° ч с;

В формулах (3.5) ...(3.9) значение п определяется из уравнения в зависимости от т и с :

2л3 -Зл2 + т

1 +

= 0

(3.10)

В этой же главе приведены безразмерные зависимости а , Ь , С и

И от т для конечной стадии укладки трубопровода свободным погружением.

Дан анализ напряженно-деформированного состояния различных стадий укладки трубопровода свободным погружением. Как видно из рис.1, наиболее опасный с точки зрения напряженно-деформированного состояния является стадия укладки, когда конец трубопровода присоединен к диафрагме МСП. Для других стадий безразмерная глубина укладки трубопровода в различной степени зависит от т. Из графиков

рис.2 следует, что длины участков трубопровода а и Ь , имеющие положительную и отрицательную плавучести для различных стадий существенно отличаются и зависят от т.

Четвертая глава посвящена расчетам напряженно-

деформированного состояния морских трубопроводов, укладываемых с

трубоукладочной баржи и имеющих участки с положительной и отрицательной плавучестями.

При укладке участок трубопровода, находящийся между кормой трубоукладочной баржи и дном моря , может принимать различные формы упругой линии в зависимости от стадий укладки (начальная, промежуточная, Б-образная от МСП и конечная). Для начальной и промежуточной стадии укладки расчет напряженно-деформированного состояния выполнен с двумя вариантами граничных условий на верхнем конце трубопровода:

1 - изгибающий момент равен нулю и угол наклона у'(с)= а ;

2 - изгибающий момент максимален, поперечная сила равна нулю и у'{с)=а.

О 0.1 0,2 0,3 0,4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 гп

Рис. 1. Зависимость безразмерной глубины Ь от относительной плавучести ш для различных стадий укладки трубопровода свободным погружением:

1- начальная; 2- конец трубопровода присоединен к диафрагме МСП: 3- промежуточная: 4- конечная.

Рис, 2. Зависимость а и Ь от относительной плавучести т для различных стадий укладки трубопровода свободным погружением:

1- начальная; 2- конец трубопровода присоединен к диафрагме МСП; 3- промежуточная; 4- конечная.

Результаты расчетов приведены в виде зависимости безразмерных глубины укладки 1г и длины участков трубопровода а ,Ь и с от т.

Для первого варианта граничных условий начальной стадии

укладки:

а =

2т Г -

1 — т

;Ь =

■\с =

2т

,0.5

И = А

1-(1-«Г б(1-ю)°-5[1-(1-»|)0-5]4 '

(4.1)

(4.2)

. (2 аГк/

где А = а -гт-т— - приведенный угол схода трубопровода с

{сгЖ)'

трубоукладочной баржи.

Для второго варианта граничных условий начальной стадии укладки:

10.5

а =

{2т) 0.5 ;Ь = "2(1-да)' 0.5 ; с = 2

и - т л \

т _т{1-т)_

(4.3)

Н = А +

5 — т — т2 б[»2(1 - и?)]0,5

(4.4)

Для первого варианта граничных условий промежуточной стадии безразмерная глубина укладки трубопровода и приведенный угол схода трубопровода с трубоукладочной баржи равны:

8 / —+ 4

.1 -т)

с —с

(4.5)

л/8~т т--=—

V сь )

ч 0.5

- т

(4.6)

0.5

А„-а

ЕЛ2со)

(сгЛ)"

6л/2

3[2(1-/?;)]0'5 +

) - т

2[2(1-/»)Г

1.5

(4.7)

Л =«

= сь Зл/2

1-;я-3

0.5

т --

л/8/Н

ч0.5

+ 2

/и --

л/8ЙГУ'5

(4.8)

Для второго варианта граничных условий промежуточной стадии:

(сгаЖ)2 24 п л я

(4.9)

Л4 =

ЕЛг(рд)0-5

р_ , _ ^ 1 212 - -

сс - (юсс2 -2/' ~ тс1 ~

(4.10)

=о - +-:с»+м - -я0-5}3 }-

(4.11)

А=а

EJ(2(o)0■$

= 0 + 2>"Ус + Зсс ('"Сс2 - + [Сс - й - 2}

к (4-12)

Расчет промежуточной стадии укладки с трубоукладочной баржи по формулам (4.5)...(4.12) выполняется методом последовательных приближений. Для заданного приведенного угла схода трубопровода с

трубоукладочной баржи Аи и Аь или Ас определяется длина участков Си и

Сь или Сс , а затем и безразмерная глубина укладки кц и Иь

при одинаковом т, принимается меньшая из них. Если глубина моря превышает допустимую, то задаются другими значениями т до получения приемлемых результатов.

Приводятся расчетные обоснования варианта укладки с трубоукладочной баржи при закреплении нижнего конца трубопровода к диафрагме МСП.

В этой же главе в пределах применимости технической теории изгиба приведены расчетные обоснования укладки трубопровода- с натяжением для случая промежуточной (Б-образной) и конечной стадии укладки. Расчетная схема погружаемого трубопровода представляется в виде упругого стержня, испытывающего продольно-поперечный изгиб и состоящего из участков с отрицательной и положительной плавучестями.

Используя метод начальных параметров, можно записать следующие выражения для прогиба, угла поворота и изгибающего момента:

у(х) = ———(з/шх - нх) + —

^ х1 \-chnx -+-;-

СО

~н

(х-а)2 | 1 - сИп(х -а)

(4.13)

У(х)=—(с/,„х-!)+■£

н н

со ~Н

х-а-

я1т{х - а)

(4.14)

М(х) = Е^,(х) = —*]тх + ^-сЬ>1х)-^\).-с]1п(х-а)\ (4.15)

1-1

где Я — реакция в точке касания трубопровода с морским дном; Н — натяжение трубопровода на дне моря;

п = Н/

Я V /Ш '

Примем следующие граничные условия для угла поворота и изгибающего момента в точке схода трубопровода с кормы трубоукладочного судна или стингера:

х — с

у'(с) = а ; М(с)

■Мг_

(4.16)

Выполняя преобразования, получим уравнения для безразмерной глубины укладки и длины упругоизогнутого погруженного в воду участка трубопровода

к-ПС

ПС ^ ПС ——

2 ; 2

+ •

скпЪ -1 зИпс

{пЪ)

>2 п2М/

со

пс йкпс

; (4.17)

со

ПС = — р

сЫЪ -1 +

п М,

со

- якпЬ + пЬ +

апН

со

„ , ПС 2

(4.18)

Расчет напряженно-деформированного состояния укладки трубопровода с натяжением выполняется в такой последовательности: для заданных параметров /;, Н, п,СО, Мс\л а из совместного решения уравнений (4.17) и (4.18) определяют значения длины участков трубопровода ¿ней выполняют проверку условия прочности по

п 2 Ж

1 -

где

Яп _ пс СО скпЬ -1 р 2 р зНпс

(4.19)

(4.20)

Если условие прочности (4.19) не выполняется, увеличивают натяжение трубопровода Н или изменяют величину р/со и повторяют расчет.

Приведенные выше формулы являются общими и их можно использовать для расчетов укладки трубопроводов с натяжением и для конечной стадии укладки, принимая в них Мс = 0.

Если принять равным нулю угол поворота и изгибающий момент на верхнем конце трубопровода, т.е. а = 0 и Мс = 0, то получим расчетные зависимости для промежуточной стадии укладки трубопровода с натяжением по способу свободного погружения.

В пятой главе приводятся расчетные обоснования напряженно-деформированного состояния укладки и подъема глубоководных морских трубопроводов.

Если в качестве независимой переменной принять длину дуги то

дифференциальное уравнение упругой линии можно представить в виде d'O

EJ—- = Hsmd + (R -ps)cosd, (5.1)

ds~

где в - угол наклона продольной оси трубопровода к горизонту;

Н- горизотальная составляющая усилия натяжения.

При подъеме глубоководного морского трубопровода вертикальной сосредоточенной силой, приложенной на его конце Н = 0 , уравнение для поперечной перерезывающей силы примет вид

]lQ

Q = EJ—r = (R-ps)c os0. (5.2)

els'

Представим уравнение (5.2) в безразмерном виде, принимая в

качестве независимой переменной безразмерную длину 5 = 5

\EJ;

_ _ _

с1э

где Q = —2/з ^г/ ^ |/з " безразмерная поперечная сила;

Я = —ттг——гтг " безразмерная реакция в точке касания трубо-/?2/3(£/),/3

провода с морским дном.

Безразмерный изгибающий момент М или безразмерная кривизна оси трубопровода связана с изгибающим моментом М следующей

(1а

зависимостью

{ЕЛ 1/3 ¿9 (еА 1/3 м м

1 р) ек 1 Р ) (Я/) " р,/3(ЕЛ2/3

Поскольку точное решение уравнения (5.1) неизвестно, а численное решение конкретного случая укладки подводного трубопровода, как показывает анализ, представляет определенные трудности, то для практических расчетов целесообразно иметь зависимости, позволяющие определять основные параметры укладки трубопровода, не прибегая к ЭВМ.

На основании анализа результатов численного решения уравнения (5.3) с достаточной точностью для практических расчетов можно принять

где

_2 „ 4__5 _б

Л , Я .У 5

соб6 = 1--+---,

8 12 а

а = 70 +1,9 {сое ¡7,2(7? - 0,б)3 Л)3

(5.4)

(5.5)

С учетом ( 5.4 ) уравнение для безразмерной поперечной силы примет вид

йге -

_ 2 йз

_3 _ 4 _2_5

К £ 5Я 5

-Ля

_1_ а+ 12

_ 7

+ ■

(5.6)

Интегрируя (5.6), получим уравнения для безразмерного изгибающего момента и для угла наклона изогнутой оси трубопровода

-2 — 3 _ 5 — 2 — 6__7

— - сЮ —- 5 Я Б 57? .У

М(з) = —=■ = Яя----+-

сЬ 2 40 144

7? Я

а + 12

+ — +С,; 8а

(5.7)

__2 _3 _3_6 _2_7 _8 _9

7?5 ^ Л ^ 57? 5 7?.у (1 П ^

в (я) =-----+---— + — +-+ С2, (5.8

2 6 240 1008 56 1а 12] 12а 2

где С/ и С? — произвольные постоянные, определяются из граничных условий.

В частности, если морское дно горизонтально, то можно принять при 5 = 0, М(0) = 0 и (9(0) = 0, тогда С,= 0 и С2 = 0.

Безразмерная горизонтальная проекция изогнутой оси трубопровода определяется из выражения

х = Jcos dels = J

_2_4 _

R s Rs • +

5 _6 S

ds =

_2 J__6 _7

- R -s Rs s _

= ^--.v +---+ C,

40 72 ' la 3

При 5 = 0, i(0) = 0 и сд =0

Безразмерная ордината упругой определяется по формуле

(5.9)

линии трубопровода

У = У\

EJ)

- 3

v ' 2

(5.10)

Здесь угол наклона изогнутой оси трубопровода в принимается по

(5.8), а безразмерный изгибающий момент М — по (5.7).

Безразмерная реакция R в вышеприведенных формулах (5.4)—

(5.10) связана через максимальный изгибающий момент Mm ах зависимостью

17 R

М пш =-

0.00218254 +■

56а

_8 R .

(5.11)

Для сечения трубопровода, где изгибающий момент равен нулю (шарнирная опора на вернем конце трубопровода или точка перегиба),

построены графики зависимости безразмерных параметров X, У, я, в и

А"/ шах от У? (рис.3), пользуясь которыми можно выбрать приемлемое

значение /? для заданной глубины укладки Л, параметров трубопровода р и £7 и ограничений по максимальному изгибающему моменту.

Для расчета напряженно-деформированного состояния глубоководного морского трубопровода, укладываемого с натяжением по J -образной форме изгиба, воспользуемся диффенциальным уравнением упругой линии трубопровода по (5.1) и представим его в безразмерном виде

_ ¿г а ___ _

2 = -4= Я 8т0 + (Л-5)сО8 0,

где Я =

1/з '

^ = 5

' р ^

(5.12)

(5.13)

чД/у

Безразмерное продольное усилие в трубопроводе можно представить следующими зависимостями:

Т =

Т = Я соэ в - (л - *)зт 9;

сов в

Из совместного решения уравнений (5.12) и (5.15) получим

(5.14)

(5.15)

(5.16)

2 ГСП

1 н ) 1я;

(5.17)

Угол наклона изогнутой оси трубопровода из уравнений (5.12) и (5.15) соответственно равен

Х.5

2.5

2.0

1.5

1.0

У 8' Мт,

90 0.9

ВО 0,6

1.5

70 0.7

60 0,6

1,0 50 0.5

40 0,4

30 0.3

0.5

20 0.2

10 0.1

0 0 0

[ -7

/ Ь -е

/ 1

Ч ч /

/ 1 <

/ /

/ / 9

/ / ✓ /

/ л / X

/ 'А //

/у / /

✓ ✓ / У

V У/ ' 8. V / / N

Л „ №3* ✓ / / /

V у / У у / /

___ / / / /

. — -

0.1 0,2 0.3 0.4 Рис.3 Графики зависимостей X, 7.5,8 и М,»« от

0,5 0,6 0,7 0,8 0.9 1.0 1,1 1,2 Л Й для М=0 на верхнем конце трубопровода

со

5 - Л

в = агс1р — + агсэт ■ Я

£ Я

(5.18)

О = агс1я —=— агссов ■ Я

1 +

(5.19)

Приведены графики зависимости безразмерной продольной силы

=• от угла наклона трубопровода в при различных значениях Я

безразмерной поперечной силы = построенные по (5.16) и графики

зависимостей угла наклона упругой линии трубопровода 0 от

безразмерной длины _^

при различных значениях

Т_ Н

по

(5.18) и (5.19).

При укладке с ТУС по в-образной форме изгиба трубопровод имеет точку перегиба, где изгибающий момент равен нулю, а угол наклона изогнутой оси трубопровода максимальный. За этой точкой перегиба, расположенной вблизи нижнего конца стингера, кривизна изогнутой оси трубопровода изменяет знак, и трубопровод изгибается с выпуклостью обращенной вверх, при этом по мере приближения к нижнему концу стингера изгибающий момент и поперечная сила отрицательны и интенсивно возрастают по абсолютной величине, а угол наклона уменьшается незначительно. Поэтому дифференциальное уравнение изогнутой оси трубопровода для участка в районе точки перегиба,

включая и выпуклый участок трубопровода до нижнего конца стингера, можно представить в виде

Q _ _ _

—Т-То0 = Q0-scosв0 , (5.20)

гДе Т0 , Q0 и в0 — соответственно безразмерные значения продольной

силы, поперечной силы и угла наклона 0О в начале координат.

Решение уравнения (5.20) имеет вид

- - О соч й -

0(s) = C.chks + C,shIcs-Qr + -^s ; (5.21)

т Т

I — — cos О

в 0у) = kCxshks + kC2chks + — 0 ; (5.22)

То

e\s) = k2Cichk's + k2C2shks , (5.23)

где к = tJt^ ; Ci и С2 - произвольные постоянные, определяемые из граничных условий.

Для начала координат в точке перегиба при S = 0 ,в = 0нв' = 0

(5.24)

Тп к1 ' к

Уравнения для угла наклона, изгибающего момента и поперечной силы с учетом этих граничных условий примут вид

в{з) = ^(сМ* -1)-221рЦз!гк1 - Ь) + 0О; (5.25)

К К

M=0\s) = %~shks-^^-(chks-1); (5.26)

к >к

0 = ) = 0осШ - ^^-эИкз

(5.27)

В шестой главе рассматриваются вопросы разработки технологии надводного ремонта морских подводных трубопроводов. Рассмотрены различные варианты надводного ремонта с разрезкой и без разрезки поднимаемого линейного участка трубопровода.

Технология ремонта с подъемом без разрезки линейного участка трубопровода, оснащенного понтонами к борту трубоукладочного судна применима, когда поднимаемый трубопровод и прилегающие к нему участки, расположенные на дне моря, имеют значительные изгибы в плане, которые образуются после укладки трубопровода без натяжения по криволинейной траектории или когда при подъеме один из концевых участков трубопровода расположен вблизи платформ или подводных манифольдов. В этих случаях при подъеме в трубопроводе не возникают значительные по величине продольные силы, что обеспечивает возможность подъема поврежденного участка трубопровода над поверхностью воды без его разрезки под водой, исключает заполнение трубопровода водой и значительно упрощает подъем.

Весь комплекс работ по надводному ремонту морского подводного трубопровода можно разделить на три периода: подготовительный, основной и заключительный.

Подготовительный период включает обследование поврежденного

участка трубопровода с помощью телеуправляемого подводного аппарата

[ЮУ или водолазного судна. Для ремонта с подъемом трубопровода

важно установить характер и размеры повреждений, отсутствие

пересечений на прилегающих к местам повреждений участках

ремонтируемого трубопровода сверху расположенных других

трубопроводов, а также значительного (более одного диаметра трубы)

заглубления в грунт. В противном случае с

| Биплиотека | С.1,<п<кз(>ург £СЭ РК _

трубопровода и выполнить разрезку ремонтируемого трубопровода вблизи места повреждения, что значительно изменит технологию ремонта.

В подготовительный период производится комплектация, загрузка и доставка необходимых для проведения ремонта материалов и оборудования, освобождение трубопровода от перекачиваемого продукта, промывка его водой и удаление воды из внутренней полости поднимаемого со дна моря участка трубопровода; прибытие в район производства работ трубоукладочного (краново-монтажного) и вспомогательного судов и установка их с разноской якорей в исходное для проведения ремонта положение, оснащение трубопровода разгружающими продувными понтонами с учетом длины поврежденного участка и расчета напряженно-деформированного состояния при подъеме трубопровода на поверхность воды к борту ТУС, закрепление подъемных стропов для бортовых кранов или лебедок ТУС.

Основной период проведения ремонта включает следующие виды работ: подъем ремонтируемого участка или концов трубопровода на поверхность воды, замена поврежденных участков трубопровода на новые (центровка, сварка катушки или секции трубы, контроль качества сварных соединений, приварка протекторов и антикоррозионная изоляция стыков), опуск ремонтируемого участка трубопровода на дно моря.

Ремонтные работы основного периода следует выполнять только после завершения всех работ подготовительного периода и получения благоприятного для проведения ремонта долгосрочного прогноза гидрометеоусловий. Поскольку ремонтные работы основного периода являются сложными, ответственными и в наибольшей степени зависящими от погодных условий, они должны быть подготовлены тщательным образом и проведены в кратчайшие сроки, используя благоприятные погодные «окна» в течение 24 часов.

Приведена методика расчета напряженно - деформированного

состояния при подъеме ремонтируемого. трубопровода к борту ТУС. Расчетная схема поднимаемого со дна моря над водой к борту ТУС участка трубопровода представляет собой балку, испытывающую поперечный изгиб от распределенных нагрузок: отрицательной плавучести р и веса трубопровода в воздухе интенсивностью </, а также сосредоточенных сил от действия понтонов и поддерживающих

трубопровод над водой нагрузок от кранов или бортовых лебедок Ищ и

Длина участка трубопровода поднятого над дном до сосредоточенной силы от крана равна

4£Р,с]-2АЕЛп-(Ч-р)к<\. (6.1)

1=1

, 1 где а = —

2^.с,.-2 Рвхкх+д{Ь + к,)2-{Я-р)к . /=1

(6.2)

и должна удовлетворять условию равенства нулю угла наклона в точке стыковки трубопровода с

. _КАу{а + к,+Ъ)2 р{а + к,+ЬУ {д-р){к,+к2+ЬУ | 2 б б

/=1 _

■ +

2 2

(6.3)

Кроме того, значение а должно соответствовать условию прочности поднимаемого участка трубопровода, т.е. максимальные напряжения от изгиба на вогнутом и выпуклом участках трубопровода, а также в местах приложения сосредоточенных сил и между ними а должны быть меньше или равны допускаемым.

Высоты подъема трубопровода в точке приложения крановой нагрузки рв: и в точке стыковки концов трубопровода с определяются по формулам

, 1

пп-, =-

ЕЗ

24 24 2

(6.4)

Л , = ■

Е.1

ЯАГ (а + к1+ЬУ р{д + + Ь)А (д - р) (

б 24 24 2

+ 1%Е,(с1+к1+ЬУ +

+ ■

(6.5)

(д-р)к; д(Ь + к ,)2

где ЯАУ =

_ Ра

(6.6)

Учитывая, что длина поднятого и отремонтированного над водой участка трубопровода больше длины его горизонтальной проекции, простое опускание трубопровода вертикально вниз может привести к возникновению значительных напряжений и повреждению трубы. Поэтому погружение трубопровода должно сопровождаться смещением его в поперечном направлении (с изгибом трубопровода в горизонтальной плоскости). При этом кривая изогнутой оси трубопровода в вертикальной плоскости переводится в кривую изогнутой оси в горизонтальной плоскости. Поперечное смещение трубопровода осуществляется движением ТУС перпендикулярно к оси трубопровода. Погружение и поперечное смещение трубопровода производится поочередно путем постепенной выдачи тросов бортовых лебедок и бокового перемещения ТУС на расчетное расстояние для компенсации излишней длины трубы.

Заключительный период ремонта включает следующие виды работ: демонтаж с уложенного после ремонта участка трубопровода разгружающих понтонов и монтажной оснастки; обследовании положения трубопровода водолазами или 1ЮУ с составлением исполнительной документации; заполнение трубопровода водой и гидравлические испытания его на прочность и плотность.

В этой же главе приведена технология ремонта концевых линейных участков трубопроводов.

Концевыми линейными участками подводных внутрипромысловых трубопроводов считаются участки трубопроводов, расположенные вблизи морских стационарных платформ и подводных манифольдов установок беспричального налива нефти (Р1.ЕМ).

Технология ремонта концевых линейных участков трубопроводов зависит от размеров повреждения и удаления его от концов. При повреждении трубопровода небольшой длины и незначительном удалении его конца от МСП возможен вариант ремонта с подъемом концевого участка трубопровода к борту ТУС; при повреждении трубопровода на значительной длине лучшим вариантом является ремонт с подъемом концевого линейного участка трубопровода на трубоукладочную линию ТУС; при ремонте концевого участка трубопровода вблизи Р1.ЕМ целесообразно использовать комбинированный метод ремонта, включающий технологические операции надводных и подводных способов ремонта.

Вариант ремонта с подъемом конца ремонтируемого трубопровода осуществляется по .^образной форме изгиба. Если длина заменяемого участка трубопровода значительна, то наращивание трубопровода производится поэтапно путем поочередной приварки новой секции трубы, ее заглушению, опуску на дно моря, перемещению ТУС вдоль трассы,

лерестропки бортовой лебедки и крана ТУС и установки дополнительного понтона.

При варианте ремонта с подъемом концевого линейного участка трубопровода на трубоукладочную линию ТУС со стингером устанавливается на расчетном расстоянии от поднимаемого конца трубопровода, к которому закрепляется тяговый трос. Конец трубопровода вытягивается на стингер и монтажную линию ТУС с усилием натяжения лебедки путем перемещения ТУС в сторону поднимаемого конца трубопровода. Демонтаж поврежденного участка трубопровода осуществляется путем отрезки труб с передвижением ТУС вдоль трассы трубопровода. Длина демонтируемого участка определяется по фактическому состоянию трубопровода.

После удаления поврежденного участка трубопровода ТУС перемещается в обратном направлении с наращиванием длины трубопровода Новыми секциями трубы, и конец трубопровода с расчетным усилием натяжения лебедки опускается на дно моря.

При подъеме концевого участка трубопровода на монтажную линию ТУС и опуске отремонтированного трубопровода на дно моря различают начальную, промежуточную и конечную стадии.

В начальной стадии подъема удерживаемый тяговым тросом трубопровод изгибается по параболе с выпуклостью, обращенной вниз, испытывая максимальные напряжения на вогнутом, провисающем участке трубопровода.

В промежуточной стадии поднимаемый трубопровод располагается на стингере ТУС, изгибается по Б-образной форме, испытывая экстремальные напряжения на вогнутом, провисающем, и выпуклом, расположенном на стингере и монтажной линии баржи, участках трубопровода. Уменьшение напряжений до допустимых значений на вогнутом участке обеспечивается созданием продольного растягивающего

усилия в трубопроводе с помощью натяжного устройства трубоукладочной баржи, а ограничение напряжений на выпуклом участке достигается применением стингера и регулированием высотного расположения роликоопор монтажной линии и стингера.

Приводятся расчеты напряженно-деформированного состояния при подъеме трубопровода на трубоукладочную линию ТУС и опуске отремонтированного трубопровода на дно моря.

В седьмой главе рассматриваются вопросы разработки технологии надводного ремонта стояков морских подводных трубопроводов.

Разработана новая технология ремонта поврежденного участка стояка в зоне переменного смачивания на опорном блоке МСП.

При обычном подъеме стояка даже на небольшую высоту происходит значительное удаление вертикальной части стояка от опорного блока МСП. Поэтому в настоящее время надводный ремонт стояков подводных трубопроводов выполняется в СП «Вьетсовпетро» у борта ТУС, установленным на минимальном расстоянии от МСП равным около 40м. Краном ТУС стояк поднимается на высоту около 40м и перемещается к борту ТУС, где и производится ремонт. Недостатками такого метода ремонта является возникновение чрезмерных напряжений в прилегающем к стояку линейном участке трубопровода от его изгиба в вертикальной и горизонтальной плоскостях.

Поскольку коррозионное повреждение стояка происходит до глубины воды не более 5м, предлагается новый метод ремонта стояка, исключающий отмеченные выше недостатки применяемого метода ремонта. Суть нового метода ремонта стояка заключается в оснащении прилегающего к стояку линейного участка трубопровода продувными понтонами расчетной грузоподъемности и на расчетном расстоянии от его конца, таким образом, чтобы при подъеме верхний конец стояка не удалялся, а приближался к панели опорного блока МСП. Это позволяет

выполнять ремонт стояка с заменой поврежденного участка в зоне переменного смачивания непосредственно на опорном блоке МСП с подъемом трубопровода на небольшую высоту (7...10м).

Приведены расчетные обоснования напряженно-деформированного состояния трубопровода при подъеме стояка к опорному блоку МСП. Для того, чтобы при подъеме стояк не удалялся от опорного блока необходимо задать отрицательное значение угла на конце трубопровода. Эта величина угла наклона а определяется расчетом и может регулироваться плавучестью понтонов и величиной сосредоточенной силы (в том числе и весом стояка), создаваемой на конце трубопровода при подъеме стояка.

Длина поднимаемого прилегающего к стояку линейного участка трубопровода

/=л 22>,- /=i 2 41>.3 ¡=1

+ 24 EJh п +-IJ-

Р Р Р

должна удовлетворять заданному отрицательному значению угла наклона на конце трубопровода ав

1 í R п.а ри3 1 ^ _ Л

- а „ =--'-11--1-+ - У F¡cf (7.2)

0 Ej{ 2 б 2tr ' '

и условию прочности поднимаемого участка трубопровода,

где F¡ - направленные вверх сосредоточенные силы от понтонов;

С, - расстояния от поднимаемого конца трубопровода до точек закрепления понтонов;

/? - вертикальная составляющая реакции в точке опирания

Л У

трубопровода на дно моря;

Разработана технология надводного ремонта стояков, имеющих повреждение у нижнего конца. Применяемая в СП «Вьетсовпетро» технология ремонта с полной заменой стояка, как и технология монтажа стояков, применяемая при строительстве новых трубопроводов, имеет основной недостаток — возникновение чрезмерных напряжений от изгиба как в самом стояке, так и в прилегающем к стояку поднятом над дном линейном участке трубопровода.

В предлагаемом варианте ремонта, прилегающий участок трубопровода оснащается понтонами таким образом, что поднимаемый стояк на небольшую высоту можно перемещать в плане к борту ТУС или плавкрану, расположенному на расстоянии 40-50м от МСП, а отрезка участков стояка или наращивание его длины производится при почти вертикальном положении стояка, при этом стояк испытывает лишь незначительные растягивающие напряжения.

Разработана технология ремонта с подъемом двух и более стояков к опорному блоку МСП или борту ТУС. При наличии пересечений прилегающего к ремонтируемому стояку линейного участка трубопровода сверху расположенными другими трубопроводами или пересечений стояков возможен вариант ремонта с одновременным подъемом двух и более стояков с прилегающими к ним линейными участками трубопроводов. Сначала поднимаются стояки с линейными участками, пересекающими линейный участок ремонтируемого стояка на высоты большие, чем высота подъема ремонтируемого стояка. После подъема эти

¡-и

(7.3)

стояки временно закрепляются к панели опорного блока МСП или борту ТУС, затем производится подъем и ремонт поврежденного стояка и опуск его в проектное положение. После закрепления подводной части отремонтированного стояка к панели опорного блока МСП аналогично в проектное положение устанавливаются и остальные поднятые стояки.

Основные выводы

1, На основании результатов обследований установлены основные факторы, определяющие эксплуатационную надежность и. надежность процесса строительства и ремонта морских трубопроводов на шельфе СРВ. Основными причинами предаварийных состояний морских трубопроводов являются: значительные напряжения от изгиба, превышающие допустимые, возникающие в строительный период при подъеме и укладке трубопроводов; повреждения трубопроводов якорями трубоукладочных, краново-монтажных и транспортно-буксирных судов, выполняющих строительно-монтажные работы в непосредственной близости от трубопроводов; коррозионное повреждение стояков в зоне переменного смачивания; потеря продольной устойчивости трубопроводов; многочисленные пересечения трубопроводов и прокладка их без заглубления в грунт; колебания стояков и провисающих участков трубопровода от воздействия волн и течений.

Наиболее опасной с точки зрения напряженно-деформированного состояния является стадия укладки трубопровода свободным погружением, когда конец трубопровода присоединен к диафрагме МСП, этой стадии соответствует минимальная глубина укладки.

3. Выполненный анализ влияния граничных условий в точке выхода трубопровода на свободную поверхность на основные параметры промежуточной стадии укладки свободным погружением показывает, что широко применяемый на практике вариант с нулевыми граничными условиями для изгибающего момента и угла поворота дает завышенную глубину укладки трубопровода при т < 0.5 (21% при т = 0.15) и занижает ее значение при увеличении т >0.5 (до76% при т = 0.87).

4. При укладке свободным погружением длина участка трубопровода с отрицательной плавучестью имеет наибольшее значение для промежуточной стадии при т < 0.85 и для конечной стадии при т > 0.85, а наименьшее значение — для начальной стадии при всех значениях т. Длина участка трубопровода с положительной плавучестью имеет наибольшее значение для начальной стадии при т< 0.13, для промежуточной стадии — при 0.77>т>0.13. Наименьшая длина соответствует конечной стадии при всех значениях т.

5. Наибольшие напряжения при укладке трубопровода с трубоукдадочной баржи могут возникнуть в зависимости от собственного веса, изгибной жесткости, натяжения и глубины укладки трубопровода либо в провисающей вогнутой части трубопровода, либо на выпуклом участке в точке схода его с трубоукладочной линии баржи. Эффективным средством для уменьшения напряжений от изгиба в провисающей части трубопровода является его натяжение с помощью натяжного устройства трубоукладочной линии баржи, а ограничение максимальных напряжений на выпуклом участке достигается с применением стингера или оснащением трубопровода понтонами. Показано, что роль стингера трубоукладочной баржи может эффективно выполнять участок трубопровода с положительной плавучестью.

6. Максимальная глубина для различных стадий укладки с трубо-укладочной баржи трубопроводов, имеющих участки с положительной и отрицательной плавучестями, значительно превышает глубину укладки трубопроводов по способу свободного погружения и зависит от угла схода трубопровода с трубоукладочной линии баржи и от относительной плавучести т. Приведенные расчетные обоснования позволяют принять эффективные технические решения по выбору необходимой длины участка трубопровода с положительной плавучестью и величине плавучести понтонов применительно к различным условиям укладки трубопровода с трубоукладочной баржи и свободным погружением, а также регулировать напряженное состояние трубопровода путем изменения величины его натяжения.

7. Впервые разработанные практические методы расчета напряженно-деформированного состояния от изгиба применительно к укладке и подъему морских глубоководных трубопроводов позволяют определять по универсальным зависимостям координаты упругой линии, углы наклона, напряжения от изгиба для различных глубин моря и различных параметров трубопроводов и оценивать надежность процесса их строительства и ремонта.

8. Разработаны технологии и расчетные обоснования надводного ремонта с разрезкой и без разрезки под водой поврежденного линейного участка трубопровода с подъемом его к борту трубоукладочного судна и технологии ремонта концевых линейных участков трубопроводов. Анализ производства ремонтных работ по этим технологиям в условиях месторождения Белый Тигр и Дракон показывает, что они могут быть эффективно применены и в других регионах. Эти методы не требуют применения специального дорогостоящего оборудования, отличаются простотой, относительно небольшими затратами времени на производство работ и их стоимостью.

-459. Разработан новый метод ремонта стояка, заключающийся в оснащении прилегающего к стояку линейного участка трубопровода продувными понтонами расчетной грузоподъемности на заданном расстоянии от его конца, что исключает при подъеме удаление верхнего конца стояка от панели опорного блока МСП и позволяет выполнять ремонт стояка с заменой поврежденного участка в зоне переменного смачивания непосредственно на опорном блоке МСП с подъемом трубопровода на небольшую высоту (7...Юм) без возникновения в стояке и трубопроводе значительных напряжений от изгиба.

10. Для надводного ремонта стояков, имеющих повреждение, расположенное на значительном расстоянии от поверхности воды или вблизи дна моря, разработана технология ремонта у борта ТУС или плавкрана, позволяющая выполнять ремонтные работы при меньших напряжениях в стояке и в прилегающем к нему линейном участке трубопровода.

11. Разработана технология ремонта с подъемом к опорной панели МСП или борту ТУС двух и более стояков, что позволяет выполнять надводный ремонт при пересечении стояков на опорной панели МСП или пересечении прилегающего к ремонтируемому стояку линейного участка трубопровода сверху расположенными другими трубопроводами.

12. Разработанные технологии по укладке и ремонту морских трубопроводов и технологии надводного ремонта стояков у опорной панели МСП и у борта ТУС внедрены при строительстве и ремонте морских трубопроводов и стояков на месторождении Белый Тигр СП «Вьетсовпетро».

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих работах

1. Тьен Л.К., Шадрин О.Б. Расчет укладки морских трубопроводов с трубоукпадочной баржи. Труды второго (1999) Европейского симпозиума по морской механике: Трубопроводы. Москва, Россия, 1999 г. с. 6-7.

2. Тьен Л.К. Обустройство газо-нефтяных месторождений на период 19812001: Успехи, уроки и направления развития. Сборник докладов научной конференции СП "Вьетсовпетро", Вунгтау, ноябрь, 2001 г. с. 31-45.

3. Тьен Л.К., Шадрин О.Б. Соединение концевых участков нефтепровода с подводным манифольдом. Сборник докладов научной конференции СП "Вьетсовпетро", Вунгтау, ноябрь, 2001 г. с. 223-225.

4. Тьен Л.К., Шадрин О.Б. Оценка технического состояния морских трубопроводов по результатам обследования. Сборник докладов научной конференции СП "Вьетсовпетро", Вунгтау,ноябрь,2001 г. с. 226228.

5. Тьен Л.К., Шадрин О.Б. Анализ способов ремонта подводных трубопроводов. Сборник докладов научной конференции СП "Вьетсовпетро", Вунгтау, ноябрь, 2001 г. с. 229-231.

6. Тьен Л.К., Шадрин О.Б. Расчетные обоснования укладки морских трубопроводов с созданием натяжения. Сборник докладов научной конференции СП "Вьетсовпетро", Вунгтау, ноябрь, 2001 г. с. 232-234.

7. Тьен Л.К.,Шадрин О.Б. Укладка морских трубопроводов с трубо-укладочной баржи с применением понтонов.Сборник докладов научной конференции СП "Вьетсовпетро", Вунгтау, ноябрь, 2001 г. с. 235-240.

8. Тьен Л.К. Надводный метод ремонта подводных трубопроводов. Тезисы докладов IV Конгресса нефтегазопромышленников России. Уфа, май, 2003 г. с. 110-112.

9. Тьен Л.К., Шадрин О.Б. Ремонт стояков морских подводных трубопроводов. Тезисы докладов IV Конгресса нефтегазопромышлен-ников России. Уфа, май, 2003 г. с. 123-124.

10. Шадрин О.Б., Тьен Л.К. Новая технология подъема подводного трубопровода со дна моря над водой. Сборник докладов научной конференции СП "Вьетсовпетро". Вунгтау, июль, 1996, с. 462-466.

11. Шадрин О.Б., Тьен Л.К. Прокладка подводных трубопроводов с одновременной отрывкой подводных траншей. Сборник докладов научной конференции СП "Вьетсовпетро". Вунгтау, июль, 1996, с. 467-471.

12. Шадрин О.Б., Тьен Л.К. Расчет напряженно-деформированного состояния при укладке подводных трубопроводов свободным погружением. Сборник докладов научной конференции СП "Вьетсовпетро". Вунгтау, июль, 1996, с. 472-479.

13. Шадрин О.Б., Тьен Л.К. Укладка морских трубопроводов с трубо-укладочной баржи. Сборник докладов научной конференции СП "Вьетсовпетро". Вунгтау, июль, 1996. с. 457-461.

14. Шадрин О.Б., Тьен Л.К., Гончаров Г.П. Новые технические решения при строительстве морских трубопроводов. Журнал "Нефтяное хозяйство", М., 1996, N0 8, с. 82-84.

15. Шадрин О.Б., Тьен Л.К., Гончаров Г.П. Проблемы эксплуатации и ремонта морских трубопроводов. Журнал "Нефтяное хозяйство", М., 1996, N0 8, с.77-81.

16. Шадрин О.Б., Тьен Л.К. Анализ напряженно-деформированного состояния различных стадий укладки морских трубопроводов свободным погружениям. Тезисы докладов конгресса нефтегазопромышленников России. Уфа, апрель, 1998 г. с. 17-18.

17. Шадрин О.Б., Тьен Л.К. Расчет напряженно-деформированного состояния при укладке морских трубопроводов с трубоукладочной баржи. Тезисы докладов конгресса нефтегазопромышленников России. Уфа, апрель, 1998 г. с. 19-20.

18. Чубанов О.В., Харченко Ю.А., Выговской В.П.,Лам Куанг Тьен., Предчук В.П., Ха Ван Бик. Направления развития системы сбора, подготовки и транспорта продукции месторождения Белый Тигр. Журнал «Нефтяное хозяйство», М., 2003, № 6, с. 94-95.

19. Sadrin О.В., Lam Quang Chien. Calculation of Stress-Deformation condition while laying underwater pipelines by gravity submergence. Report of the fourth national conference on Marine Science and Technology,November 12-13, 1998, Hanoi, p. 333-338.

20. Sadrin O.B., Lam Quang Chien. New method of subsea pipeline lifting from seabed to sea surface. Report of the fourth national conference on Marine Science and Technology, Hanoi, November, 1998, p. 89-90.

21. Lam Quang Chien. Stress-Deformation Calculation of the pipeline lifted from the sea bottom to the laybarge for the purpose of repair. Report of Petroleum Science and Technology Conference of Vietnam Petroleum institute, May, 22-23, 2003, Hanoi, p. 709-714.

22. Lam Quang Chien. Stress-Deformation Calculation of the pipeline lifted from the sea bottom to the pipe-laying line of the laybarge and its placing back after the repair finished. Report of Petroleum Science and Technology Conference of Vietnam Petroleum institute, May,22-23, 2003, Hanoi, p. 715721.

Соискатель

Лам Куанг Тьен

РНБ Русский фонд

2007-4

ч.

Содержание диссертации, доктора технических наук, Лам Куанг Тьен

Введение--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------б

Глава 1. Общие сведения о строительстве и ремонте подводных морских газонефтепроводов на шельфе СРВ

1.1. Географическое положение морских месторождений нефти и газа и характеристика морских трубопроводов на шельфе СРВ.— g

1.2. Перспективы развития морских трубопроводов на шельфе СРВ

1.3. Гидрометеорологические условия

1.4. Специальная техника и оборудование для монтажа, укладки и ремонта морских трубопроводов

1.5. Способы строительства и ремонта морских трубопроводов

Глава 2. Основные факторы^ определяющие эксплуатационную надежность и надежность процесса строительства и ремонта морских трубопроводов на шельфе СРВ

2.1. Анализ результатов обследований линейной части морских подводных трубопроводов

2.2. Анализ причин аварий морских поводных трубопроводов

2.3. Анализ результатов обследований и причин аварий стояков морских поводных трубопроводов

2.4. Анализ методов ремонта морских подводных трубопроводов и стояков

2.5. Оценка механической надежности морских трубопроводов

2.6. Выводы и постановка задач исследований.

Глава 3. Обеспечение надежности процесса строительства морских подводных трубопроводов способом свободного погружения

3.1. Расчет напряженно-деформированного состояния начальной стадии укладки трубопровода

3.2. Влияния граничных условий в точке выхода трубопровода на свободную поверхность моря на его напряженно-деформированное состояние для начальной стадии укладки

3.3. Расчет укладки свободным погружением при закреплении нижнего конца трубопровода к диафрагме морской стационарной платформы

3.4. Расчет напряженно-деформированного состояния промежуточной стадии укладки трубопровода

3.5. Анализ влияния граничных условий в точке выхода трубопровода на свободную поверхность моря на его напряженно-деформированное состояние для промежуточной стадии укладки

3.6. Расчет напряженно-деформированного состояния конечной стадии укладки трубопровода

3.7. Анализ напряженно-деформированного состояния различных стадий укладки трубопровода свободным погружениемлава4-Обеспечение надежности процесса строительства морских трубопроводов, укладываемых с трубоукладочной баржи и имеющих участки с положительной и отрицательной плавучестями

4.1. Расчет напряженно-деформированного состояния начальной стадии укладки трубопровода

4.2. Расчет промежуточной стадии укладки трубопровода с трубоукладочной баржи

4.3. Расчет укладки трубопровода с трубоукладочной баржи при закреплении нижнего конца трубопровода к диафрагме морской стационарной платформы (МСП)------------------------------г—

4.4. Расчет напряженно-деформированного состояния укладки морских трубопроводов с натяжением

Глава 5. Расчетные обоснования напряженно-деформированного состояния укладки и подъема глубоководных морских 122 трубопроводов

5.1. Дифференциальные уравнения, описывающие изгиб при укладке и подъеме глубоководных трубопроводов------------------—

5.2. Расчет напряженно-деформированного состояния при подъеме глубоководного морского трубопровода вертикальной сосредоточенной силой, приложенной на его конце

5.3. Расчет напряженно-деформированного состояния глубоководного морского трубопровода, укладываемого с натяжением по J-образной форме изгиба

5.4. Расчет напряженно-деформированного состояния глубоководного морского трубопровода, укладываемого с трубоукладочного судна по S-образной форме изгиба

Глава 6. Разработка технологии надводного ремонта морских трубопроводов

6.1. Ремонт с подъемом без разрезки линейного участка трубопровода, оснащенного понтонами к борту трубоукладочного судна (ТУС)

6.2. Расчет напряженно-деформированного состояния при подъеме ремонтируемого трубопровода к борту ТУС ---------------------------- -|

6.3. Ремонт трубопровода с предварительной разрезкой его под водой и подъемом краном концов трубопровода к борту ТУС

6.4. Технология ремонта концевых линейных участков трубопроводов

6.5. Расчет напряженно-деформированного состояния при подъеме трубопровода на трубоукладочную линию ТУС

Глава 7. Разработка технологии надводного ремонта стояков морских подводных трубопроводов

7.1. Ремонт с подъемом поврежденного участка стояка в зоне переменного смачивания к опорному блоку МСП

7.2. Расчетные обоснования напряженно-деформированного состояния трубопровода при подъеме стояка к опорному блоку

МСП.

7.3. Технология надводного ремонта стояков у борта ТУС

7.4. Технология ремонта с подъемом двух и более стояков к опорному блоку МСП или борту ТУС------------------------------------— ^

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Теория и практика сооружения и ремонта морских подводных трубопроводов для транспорта нефти и газа в условиях шельфа СРВ"

С освоением морских нефтяных и газовых месторождений неразрывно связано сооружение внутрипромысловых и магистральных морских подводных трубопроводов. На шельфе юга СРВ уже построено свыше 700 км морских трубопроводов. В ближайшей перспективе на шельфе СРВ значительно возрастет протяженность вновь сооружаемых морских трубопроводов.

Из-за сложных метеорологических и гидрологических условий укладка внутрипромысловых трубопроводов в основном выполняется с трубоукладочной баржи без применения стингера, а регулирование напряжений обеспечивается оснащением трубопровода понтонами и созданием его натяжения. Укладка магистральных морских трубопроводов выполняется с трубоукладочной баржи с применением стингера и усилия натяжения. Способ свободного погружения с транспортировкой длинномерных плетей трубопровода к месту укладки целесообразно использовать при небольшом волнении моря, а также при направлении течения, совпадающего с направлением трассы трубопровода.

В настоящее время актуальной для совместного предприятия "Вьетсовпетро" стала проблема ремонта с заменой поврежденных участков подводных трубопроводов и их стояков.

В первой главе приведены общие сведения о строительстве и ремонте подводных морских газонефтепроводов на шельфе СРВ.

Во второй главе дан анализ основных факторов, определяющих эксплуатационную надежность и надежность процесса строительства и ремонта морских подводных нефтегазопроводов на шельфе СРВ и постановка задач исследований.

В третьей и четвертой главах рассмотрены вопросы обеспечения надежности процесса строительства морских подводных нефтегазопроводов, укладываемых способом свободного погружения и с трубоукладочной баржи.

В пятой главе приведены расчетные обоснования напряженно-деформированного состояния укладки и подъема глубоководных морских трубопроводов.

В шестой и седьмой главах разработаны технологии и расчетные обоснования надводных способов ремонта морских подводных трубопроводов и их стояков.

Заключение Диссертация по теме "Технология освоения морских месторождений полезных ископаемых", Лам Куанг Тьен

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. На основании результатов обследований установлены основные факторы, определяющие эксплуатационную надежность и надежность процесса строительства и ремонта морских трубопроводов на шельфе СРВ. Основными причинами предаварийных состояний морских трубопроводов являются: значительные напряжения от изгиба, превышающие допустимые, возникающие в строительный период при подъеме и укладке трубопроводов; повреждения трубопроводов якорями трубоукладочных, краново-монтажных и транспортно-буксирных судов, выполняющих строительно-монтажные работы в непосредственной близости от трубопроводов; коррозионное повреждение стояков в зоне переменного смачивания; потеря продольной устойчивости трубопроводов, транспортирующих горячую нефть после пуска их в эксплуатацию; многочисленные пересечения трубопроводов и прокладка их без заглубления в грунт; колебания стояков и провисающих участков трубопровода от воздействия волн и течений.

2. Для повышения надежности строительства морских трубопроводов разработаны модели и методы расчета напряженно-деформированного состояния различных стадий укладки подводных трубопроводов способом свободного погружения и с трубоукладочной баржи, которые позволяют выявить ряд новых закономерностей и принять эффективные решения при проектировании и сооружении морских трубопроводов. Наиболее опасной с точки зрения напряженно-деформированного состояния является стадия укладки трубопровода свободным погружением, когда конец трубопровода присоединен к диафрагме МСП. Этой стадии соответствует минимальная глубина укладки, значительного увеличения глубины укладки можно достичь уменьшением m < 0.1 и увеличением т>0.55. Из трех остальных стадий (начальная, промежуточная и конечная) минимальная глубина укладки при m < 0.5 соответствует конечной стадии и при m > 0.5 - начальной стадии. Максимальная глубина укладки трубопровода соответствует: при m < 0.55 — начальной стадии, при 0,67 > m >0.35 - промежуточной стадии и при m >0,67 — конечной стадии. Значительного увеличения глубины для начальной стадии укладки трубопровода можно достичь при уменьшении m < 0.5 и увеличении m >0.85.

3. Выполненный анализ влияния граничных условий в точке выхода трубопровода на свободную поверхность на основные параметры промежуточной стадии укладки свободным погружением показывает, что широко применяемый на практике вариант с нулевыми граничными условиями для изгибающего момента и угла поворота дает завышенную глубину укладки трубопровода при m < 0.5 (21% при m = 0115) и занижает ее значение при увеличении m >0.5 (до76% при m = 0.87). Значительного увеличения глубины для промежуточной стадии укладки трубопровода можно достичь с уменьшением m < 0.05 и увеличением m > 0.9.

4. При укладке свободным погружением длина участка трубопровода с отрицательной плавучестью имеет наибольшее значение для промежуточной стадии при m < 0.85 и для конечной стадии при m > 0.85, а наименьшее значение — для начальной стадии при всех значениях т. При всех значениях т для начальной стадии погружения и при т< 0.5 для промежуточной стадии погружения граничные условия в точке выхода трубопровода на свободную поверхность не влияют на длину участка трубопровода с отрицательной плавучестью. Длина участка трубопровода с положительной плавучестью имеет наибольшее значение для начальной стадии при т< 0.13,для промежуточной стадии — при 0.77>т>0.13, для варианта, когда конец трубопровода присоединен к диафрагме МСП — при m <0.77. Наименьшая длина соответствует конечной стадии при всех значениях т.

6. Максимальная глубина для различных стадий укладки с трубоукладочной баржи трубопроводов, имеющих участки с положительной и отрицательной плавучестями, значительно превышает глубину укладки трубопроводов по способу свободного погружения и зависит от угла схода трубопровода с трубоукладочной линии баржи и от относительной плавучести т. Приведенные расчетные обоснования позволяют принять эффективные технические решения по выбору необходимой длины участка трубопровода с положительной плавучестью и величине плавучести понтонов применительно к различным условиям укладки трубопровода с трубоукладочной баржи и свободным погружением, а также регулировать напряженное состояние трубопровода путем изменения величины его натяжения.

9. Разработан новый метод ремонта стояка, заключающийся в оснащении прилегающего к стояку линейного участка трубопровода продувными понтонами расчетной грузоподъемности на заданном расстоянии от его конца, что исключает при подъеме удаление верхнего конца стояка от панели опорного блока МСП и позволяет выполнять ремонт стояка с заменой поврежденного участка в зоне переменного смачивания непосредственно на опорном блоке МСП с подъемом трубопровода на небольшую высоту (7. 10м) без возникновения в стояке и трубопроводе значительных напряжений от изгиба.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Лам Куанг Тьен, Москва

1. Березин В.Л., Бородавкин П.П., Захаров И.Я., Ясин Э.М. Вопросы проектирования монтажа и укладки подводных трубопроводов. М.,ВНИИОЭНГ, 1974,73 с. с ил.

2. Березин В.Л., Ким Б. И. Проектирование и эксплуатация подводных трубопроводов за рубежом. М.,изд. ВНИИОЭНГ, 1986.

3. Березин В.Л., Зоненко В.И., Ким Б. И. Методы укладки и обеспечения устойчивости глубоководных трубопроводов. М., изд. ВНИИЭгазпром, 1988.

4. Березин В.Л., Бородавкин П.П. Сооружение магистральных трубопроводов. М.,"Недра", 1977,407 с. с ил.

5. Бородавкин П.П., Шадрин О.Б. Вопросы проектирования и капитального ремонта подводных переходов трубопроводов. М., ВНИИОЭНГ,1971, 84 с. с ил.

6. Бородавкин П.П., Березин В.Л., Шадрин О. Б. Подводные трубопроводы. М.,"Недра", 1980,416 с. с ил.

7. Горяинов Ю.А., ФедоровА.С., Васильев Г.Г. и др. Морские трубопроводы. М: 000"Недра Бизнесцентр",2001. -131 с. : ил.-ISBN 5-8365-0073-8

8. Грудницкий Г.В., Шадрин О.Б. Сезин А.И. Опыт и проблемы строительства морских трубопроводов. Журнал "Строительство трубопроводов",- 1988,No 7.

9. Диксон Д.А., Ратлидж Д.Р. Расчет морских трубопроводов при их укладке на дно по методу цепей с учетом изгибания. М., "Мир", 1968, No 3,с. 107-115 с ил.

10. Забела К.А. Ликвидация аварий и ремонт подводных трубопроводов. -М.,"Недра", 1986.

11. И.Зоненко В.И., Ким Б.И., Березин Л.В. Анализ отказов морских трубопроводов и мероприятия по повышению их надежности. М., изд. ВНИИЭГазпром, 1986.

12. Искендеров И.А. Вопросы проектирования и строительства морских трубопроводов. Баку, "Азернешр", 1970,300 с. с ил.

13. Капустин К.Я., Камышев М.А. Строительство морских трубопроводов. М., "Недра", 1982.

14. Качурин В.К. Теория висячих систем. Л.-М., Гостройиздат, 1962, 224 с. с ил.

15. Кожинов В.Ф. Теория свободного погружения трубопроводов и её применение в практике устройства подводных переходов. М.,изд. МКХ РСФСР, 1959,35с. с ил.

16. Литвин И.Е. Обеспечение работоспособности трубопроводов, эксплуатированных в водных средах. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора техн. наук. М.,2002,46 с.

17. ЛевинС.И. Подводные трубопроводы. М.,"Недра" 1970,280с. с ил.

18. Лобанов В.А. Справочник по технике освоения шельфа. Л.Судостроение, 1983,288с.

19. Мельник Л.В. Разработка методов расчета технологических параметров при укладке глубоководных трубопроводов. Автореферат диссертации на соискание ученой степени канд. техн. наук. М., 1995, 22 с.

20. Никитин А.А. Определение параметров трубопроводов, свободно погружаемых в водоемы. Журнал "Строительство трубопроводов", 1976,No 3,с. 19-20 с ил.

21. Палмер, Хатчинсон, Элле. Конфигурация подводного трубопровода в процессе укладки. "Конструирование и технология машиностроения". М.,"Мир",1974. No 4,с. 9-17.

22. Прочность. Устойчивость. Колебания. Справочник под редакцией И.А.Биргера и Я.Г.Пановко. М. «Машиностроение», 1968,т.3,568с. С ил.

23. Ручкин В.П., Атаров Н.М., Алексеева Е.Г.,Белов М.А. Определение упругой податливости плавающей части трубопровода. Журнал "Строительство трубопроводов", 1976, No 4,с.23-25 с ил.

24. Тимошенко С.П., Янг Д.Х.,Уивер У. Колебания в инженерном деле.- М. "Машиностроение", 1985. — 472 с.

25. Тьен Л.К., Шадрин О.Б. Расчет укладки морских трубопроводов с трубоукладочной баржи. Труды второго (1999) Европейского симпозиума по морской механике: Трубопроводы. Москва, Россия, 1999 г. с. 6-7.

26. Тьен Л.К. Обустройство газо-нефтянных месторождений на период 1981-2001: Успехи, уроки и направления развития. Сборник докладов научной конференции СП "Вьетсовпетро", Вунгтау, ноябрь, 2001 г. с. 31-45.

27. Тьен Л.К., Шадрин О.Б. Соединение концевых участков нефтепровода с подводным манифольдом. Сборник докладов научной конференции СП "Вьетсовпетро",Вунгтау,ноябрь,2001 г. с. 223-225.

28. Тьен Л.К., Шадрин О.Б. Оценка технического состояния морских трубопроводов по результатам обследования. Сборник докладов научной конференции СП "Вьетсовпетро", Вунгтау, ноябрь, 2001 г. с. 226-228.

29. Тьен Л.К., Шадрин О.Б. Анализ способов ремонта подводных трубопроводов. Сборник докладов научной конференции СП "Вьетсовпетро", Вунгтау, ноябрь,2001 г. с. 229-231.

30. Тьен Л.К., Шадрин О.Б. Расчетные обоснования укладки морских трубопроводов с созданием натяжения. Сборник докладов научной конференции СП "Вьетсовпетро", Вунгтау, ноябрь,2001 г. с. 232-234.

31. Тьен Л.К., Шадрин О.Б. Укладка морских трубопроводов с трубоукладочной баржи с применением понтонов. Сборник докладов научной конференции СП "Вьетсовпетро", Вунгтау, Ноябрь,2001 г. с. 235-240.

32. Тьен Л.К. Надводный метод ремонта подводных трубопроводов. Тезисы докладов IV Конгресса нефтегазопромышленников России. Уфа, мая,2003 г. с. 110-112.

33. Тьен Л.К., Шадрин О.Б. Ремонт стояков морских подводных трубопроводов. Тезисы докладов IV Конгресса нефтегазопромышленников России. Уфа,мая,2003 г. с. 123-124.

34. Тьен Л.К. Разработка новых конструктивных решений, совершенствование технологии укладки морских нефтегазопроводов. Отчет о научно- следовательской работе НИПИморнефтегаз, СП "Вьетсовпет-ро", Вунгтау, 1993 г.,58 с.

35. Тьен Л.К. Разработка рекомендации по совершенствованию техники и технологии строительства подводных трубопроводов и стояков. Отчет о научно — исследовательской работе НИОКР-V. НИПИморнефтегаз, СП "Вьетсовпетро", Вунгтау, 1999 г.,92 с.

36. Тьен Л.К. Разработка технических решений по ремонту морских трубопроводов СП "Вьетсовпетро". Отчет о научно — исследовательской работе НИПИморнефтегаз, СП "Вьетсовпетро", Вунгтау, 2000 г. 86 с.

37. Тьен Л.К. Разработка эффективных решений по сооружению морских трубопроводов на Вьетнамском шельфе. Диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук. М, 1998,131 с.

38. Феодосьев В.И. Сопротивление материалов. — М., "Наука", ГИФМИ, 1979.-560 с.

39. Холл, Хили. Теоретическое исследование регулируемой плавучести при укладке глубоководных морских трубопроводов. "Конструирование и технология машиностроения". М.,"Мир", 1975. №1 с.265-273 с ил.

40. Шадрин О.Б. Развитие теории и практики строительства и эксплуатации подводных трубопроводов. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора техн.наук. М., 1979,32 с.

41. Шадрин О.Б., Тьен Л.К. Новая технология подъема подводного трубопровода со дна моря над водой. Сборник докладов научной конференции СП "Вьетсовпетро". Вунгтау, июль, 1996,с. 462-466.

42. Шадрин О.Б., Тьен Л.К. Прокладка подводных трубопроводов с одновременной отрывкой подводной траншей. Сборник докладов научной конференции СП "Вьетсовпетро". Вунгтау, июль, 1996, с. 467-471.

43. Шадрин О.Б., Тьен Л.К. Расчет напряженного деформируемого состояния при укладке подводных трубопроводов свободным погружением. Сборник докладов, научной конференции СП "Вьетсовпетро". Вунгтау,июль, 199б,с. 472-479.

44. Шадрин О.Б., Тьен Л.К. Укладка морских трубопроводов с трубоукладочной баржи. Сборник докладов научной конференции СП "Вьетсовпетро". Вунгтау, июль, 1996,с. 457-461.

45. Шадрин О.Б., Тьен Л.К., Гончаров Г.П. Новые технические решения при строительстве морских трубопроводов. Журнал "Нефтяное хозяйство", М., 1996,No 8,с. 82-84.

46. Шадрин О.Б., Тьен Л.К., Гончаров Г.П. Проблемы эксплуатации и ремонта морских трубопроводов. Журнал "Нефтяное хозяйство", М., 1996,No 8,с.77-81.

47. Шадрин О.Б., Тьен Л.К. Анализ напряженно-деформированного состояния различных стадий укладки морских трубопроводов свободным погружениям. Тезисы докладов конгресса нефтегазопромышленников России. Уфа,апрель, 1998 г. с.17-18.

48. Шадрин О.Б., Тьен Л.К. Расчет напряженно-деформированного состояния при укладке морских трубопроводов с трубоукладочной баржи. Тезисы докладов конгресса нефтегазопромышленников России. Уфа,апрель, 1998 г. с.19-20.

49. Bynum Douglas, Rapp Ira H. Combined loads affect marine pipeline pipe-laying. "Oil and gas J." 1975, 73, No 11, p. 136-139, 142.

50. Bynum Douglas, Rapp Ira H. Here's how wind wave direction affect subsea pipe-laying. "Oil and gas J." 1975, 73, No 12, p. 78-80, 85.

51. Bynum Douglas, Rapp Ira H. Subsea pipe-lay problems are computer -simulated. "Oil and gas J." 1975, 73, No 5, p. 69-73.

52. Bynum Douglas, Rapp Ira H. Vessel motions and pipe-lay stress. "Oil and gas J." 1975, 73, No 15, p. 73-76.

53. Clauss G., Krupa C., Wolf E., Stamm K. Parameterstudie uber das Verlegen von Pipelines in grosseren Meerestiefen. "Interocean 76.3. Lnt.Kongr. und Ausstell." Meeresteclm. und Meeresforsch., Dusseldorf, 1976. Bd 1, s.a., p.749-761.

54. Code of practice for Pipelines. Part 3. Pipelines subsea: design, construction and installation. British Standard BS 8010: Part 3, 1993, 78 p.

55. Design, Construction, Operation, and Maintenance of Offshore Hydrocarbon Pipelines. API Recommended Practice 1111. American Petroleum Institute, 1993,21 p.

56. Laying, repairing deepwater gulf lines challinges operators/True R./ "Oil and gas J." 1989 - 87, No 50, p. 56-61, - Engl.

57. Mousseli A.H. Offshore pipeline design, analysis, and methods. Penn Well Publishing Company. Tulsa, Oklahoma, 1981, p. 193.

58. Offshore pipeline engineering course. Kuala Lumpur. Hilton International. 24-27 March. 1997.

59. Powers 1.Т/ Finn L.D. Stress analysis of offshore pipelines during installation. Offshore Technology Conference, May 18-21, 1969, Houston, Texas, Paper No. ОТСЮ71.

60. Reifel Micael D. Laying stresses calculated for deepwater pipeline. "Oil and gas J." 1974, 72, No 49, p.77-81.

61. Review Petrovietnam. Vol.1, 2003, p. 43-47

62. Offshore standard OS-FIOI. Submarine pipeline systems. Det Norske Veritas, Oslo 2000, p. 204.

63. Sadrin O.B., Lam Quang Chien. Calculation of Stress-Deformation condition while laying underwater pipelines by gravity submergence. Report of the fourth national conference on Marine Science and Technology, November 12-13, 1998, Hanoi, p.333-338.

64. Sadrin O.B., Lam Quang Chien. New method of subsea pipeline lifting from seabed to sea surface. Report of the fourth national conference on Marine Science and Technology, Hanoi, November, 1998, p.89-90.

65. Wilkins J.R. Offshore pipeline Stress Analysis. Second Annual Offshore Technology Coference. Houston, Texas, Paper OTC. 1227, 1970.

66. CONG НОЛ XA HOI CHU NGHIA Vl£l NAM Doc lap Tu do - Hanh phuc1. СРВ1. N/Р/1. Vung Таи.<1.1.200.A1. СПРАВКА

67. ЦТП-2 -=- БК-3, D = 325 мм, L = 3,03км; ЦТП-2 -г БК-4, D = 325 мм, L = 2,7 км;

68. ЦТП-2 -г- БК-5, D = 325 мм, L = 1,95 км;1.TSOVPETRO

69. D5 Le Lcri, Vung Таи 3l: 84.64 839871 slex: 641045 VSP - VT \Х: 84-64-839857газопроводы: МСП-10 -г- МСП-5, D = 325 мм, L = 2,79 км;

70. МСП-10 * МСП-9, D = 325 мм, L = 2,55 км;

71. ЦТП-2 4- МСП-1, D = 426 мм, L = 2 км; МСП-4 МСП-1, D = 325 мм, L = 7,5 км; МСП-4 * МСП-3, D = 219 мм, L = 1 км;

72. Внедрение результатов исследований позволило повысить надежность сооружаемых морских трубопроводов, увеличить производительность укладки и уменьшить затраты.1. Нгуен Тхук Кханг

Информация о работе

Лам Куанг Тьен
доктора технических наук
Москва, 2003
ВАК 25.00.18

Диссертация

Теория и практика сооружения и ремонта морских подводных трубопроводов для транспорта нефти и газа в условиях шельфа СРВ - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы