Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Управление проектами строительства морских газонефтепроводов

ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Управление проектами строительства морских газонефтепроводов"

На правах рукописи

Горяинов Юрий Афанасьевич

Управление проектами строительства морских газонефтепроводов.

Специальность: 25.00.19 - «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ» (технические науки).

/

Автореферат

на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва, 2005г.

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук профессор БЕЗКОРОВАЙНЫЙ ВЛАДИМИР ПАВЛОВИЧ доктор технических наук профессор НИКИТИН БОРИС АЛЕКСАНДРОВИЧ доктор технических наук профессор ЛАПИДУС АЗАРИЙ АБРАМОВИЧ

Ведущее предприятие: закрытое акционерное общество "Питергаз"

Защита состоится " 31 " "мая" 2005г. в 15-00 часов в ауд. 502 на заседании диссертационного совета Д 212.200.06 в Российском государственном университете нефти и газа им. И. М. Губкина по адресу: Ленинский проспект, 65, Москва, В-296, ГСП-1,119991.

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

Автореферат разослал "_" "_" 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета д.т.н. профессор

Иванцова С.Г.

ШО

3

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Континентальный шельф России содержит в своих недрах колоссальные объемы нефти и газа. Около 90 % площади шельфа являются перспективными для добычи углеводородного сырья. Особая роль принадлежит Арктике, где сосредоточено до 70 % общих ресурсов шельфа России, где выявлено около 40 нефтегазоносных бассейнов, из которых в 12 уже доказано наличие углеводородов: Южно-Баренцевоморский, Печороморский, Южно-Карский нефтегазоносный бассейн (НРБ) - в Западной Арктике; Анадырский, Хатырский, Западно-Камчатский, СевероСахалинский, Южно-Сахалинский и Татарский НГБ - на Дальневосточном шельфе; Прикавказский НГБ — на Каспии; Южно-Азовский и СевероАзовский НГБ — на Азовском море.

Одним из регионов, с точки зрения ближайшей перспективы добычи газа, является п-ов Ямал с его крупнейшими месторождениями: Бованенков-ским, Харасавэйским и Крузенштерновским.

При эксплуатации морских месторождений одним из основных вопросов является выбор способа транспортировки добываемой продукции. Сегодня углеводороды транспортируют либо танкерами, либо по трубопроводам. Предпочтение, по ряду причин, отдается трубопроводам: морской трубопровод, в отличие от танкера, дает возможность бесперебойной поставки углеводородов к берегу независимо от погодных условий, и, кроме того, аварии на судах более опасны, чем на трубопроводах.

Все нефтегазоносные шельфы России находятся в замерзающих морях, что определяет особый подход к формированию нового направления в трубопроводном строительстве.

Вопросы проектирования отечественных морских газонефтепроводов стали решаться в практике и освещаться в литературе сравнительно недавно. Исследованию важных, но относительно локальных задач указанной проблемы посвящено, тем не менее, большое число разработок. Существенно важ-

ные результаты были получены ведущими вкиным

ПЛ., Щадриным О.Б., Мансуровым М.Н., Гусейновым Ч.С., Ермаковым А. И., Иванцом В.К.и др. авторами, на чьи результаты автор опирался в своих исследованиях.

В то же время существует целый ряд актуальных вопросов, требующих своего решения. Прежде всего, это выбор нормативной базы проектирования, конструктивных решений и материалов,, методов проведения инженерных изысканий, технических средств как для проведения изысканий и осуществления строительства, так и для выбора потенциальных подрядчиков на проведение проектно-изыскательских и строительных работ.

Однако в большинстве случаев наличие даже самых передовых мировых норм проектирования еще не является гарантией принятия правильных технических решений, поскольку в РФ условия строительства и эксплуатации, как правило, выходят за рамки уже накопленного и систематизированного опыта.

Рассмотрение потенциальных районов строительства дает все основания утверждать, что условия строительства каждого отдельного подводного трубопровода в принципе являются уникальными, подлежат тщательному индивидуальному системному исследованию и учету при разработке организации и технологи строительства и эксплуатации морских трубопроводов.

В этой связи целью исследования является создание методологии разработки и построения системы управления проектами по строительству морских газонефтепроводов на шельфе РФ. Достижение поставленной цели осуществляется на основе обобщения имеющегося мирового опыта проектирования, строительства и эксплуатации морских трубопроводов.

В основу предлагаемого методологического подхода положено исходное положение, что управление проектом должно определять эффективное перемещение в пространстве и во времени ресурсов для достижения поставленных в проекте целей с учетом всех возможных рисков.

Для достижения поставленной цели в работе поставлены и решены следующие задачи:

• Выполнен анализ имеющегося опыта проектирования, строительства и эксплуатации морских трубопроводов и перспективных направлений развития морского трубопроводного строительства с целью разработки методологических основ комплексного подхода к повышению эффективности морских газотранспортных систем на основе разработки и координации производственных программ с основными направлениями научно-технического прогресса в области техники, технологии, организации и управления технологическими процессами.

• Разработаны научные основы создания системы управления проектами по строительству морских газонефтепроводов с принципиально иными, в сравнении с сухопутными трубопроводами, структурой и длительностью жизненного цикла, конструктивными, техническими и технологическими решениями при строительстве и эксплуатации морских трубопроводов.

• Созданы методологические подходы и практические рекомендации по проектированию, строительству и эксплуатации морских газонефтепроводов в условиях неполноты или неточности исходной информации с целью минимизации рисков участников инвестиционного проекта на всех стадиях его жизненного цикла.

• Разработан комплекс основных технических и технологических решений, реализация которых минимизирует риски при управлении проектами морских газонефтепроводов.

• Дана оценка адекватности предлагаемых методов и методик реальным условиям.

В качестве предмета настоящего диссертационного исследования, определена проблема разработки целевых методов и моделей для создания системы управления проектами строительства морских газонефтепроводов на шельфе РФ.

Научная новизна. Впервые исследована проблема формирования принципиальных теоретических и практических подходов в рамках нового направления отраслевой науки для решения задач развития трубопроводных

систем на морском шельфе РФ. Определена и теоретически обоснована методология построения системы управления проектами по строительству морских трубопроводов на базе разработанных методов и моделей с использованием прогрессивных, экологически безопасных, ресурсосберегающих технологий.

В методологическом плане исследования основаны на применении методов системного анализа, теории принятия решений, теории надежности, а также прикладных исследований по проектированию, строительству, эксплуатации систем трубопроводного транспорта.

Практическая ценность работы и реализация результатов исследований. Основные результаты исследований автора внедрены в практику проектирования и строительства морских трубопроводов и вошли в состав действующей нормативно-технической и проектной документации, а также применены при создании новых видов специальной техники. Кроме того, они используются в качестве учебно-методических материалов в учебном процессе при подготовке инженерных кадров по специальности 130501 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ».

Апробация работы. Основные положения и результаты исследований автора докладывались, обсуждались и получили положительную оценку на:

VII Annual International Conference "Natural Gas: Trade and Investment Opportunities in Russia and the CIS" (г. Москва - 1998г.);

8-й Московской международной конференции "Нефть и газ" (г. Москва - 1999г.);

Международной конференции "Сотрудничество между странами Черноморского региона как фактор экологически приемлемого энергоснабжения" (г. Сочи - 1999г.);

. Европейском симпозиуме по морской механике (г. Москва - 1999г.);

Международной конференции "Безопасность трубопроводов" (Московская область - 1999г.);

Совместном заседании рабочей группы при Президенте РАН "Риск и безопасность" и Бюро НТС Госгортехнадзора России по проекту газотранспортной системы "Голубой поток" (г. Москва - 2000г.);

НТС ОАО "Газпром" №11 - 2001 "Современные методы, технологии и нормативы проектов пересечения береговых линий при строительстве морских трубопроводов. Соблюдение экологических стандартов и требований" (г. Геленджик - 2001г.);

IV международной научно-технической конференции "Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта" (г. Новополоцк -2003г.);

Научно-практической конференции "О применении федерального закона "О техническом регулировании в топливно-энергетическом комплексе"" (г. Москва-2003г.)

Структура работы. Работа состоит из введения, пяти глав, выводов. Общий объем работы 335 страниц основного машинописного текста, содержит список использованной литературы из 109 наименований.

Публикации. Основное содержание работы опубликовано в 31 печатной работах, в том числе трех монографиях. Опубликованные работы раскрывают предложенную автором данной работы концепцию построения системы управления проектами по строительству морских трубопроводов, прокладываемых в РФ, а также способы и средства ее реализации.

На защиту выносятся.

1. Методология системного анализа и идентификации факторов, определяющих условия формирования комплексной системы управления проектами по строительству морских трубопроводов.

2, Научная концепция, структура и методология реализации системы управления проектами по строительству морских газонефтепроводов, обеспечивающая минимальные риски для всех участников инвестиционного цикла на всех стадиях жизненного цикла проекта.

3. Комплекс перспективных решений по организации и управлению технологическими процессами проектирования, сооружения, эксплуатации морских трубопроводов, разработанный на основе новых аналитических методов и математических моделей, методов расчета технических параметров и методик принятия решений, а также новых технических средств.

Проведенные исследования и разработки в совокупности представляют собой логически завершенную методологию решения поставленной проблемы и являются основой для научного обоснования и практической реализации концепции построения системы управления проектами по строительству морских газонефтепроводов, а также определяют условия ее реализации на территории РФ.

Во введении показана актуальность темы, отражена научная новизна, формализованы основные задачи теоретических и прикладных исследований по проблемам развития систем трубопроводного транспорта нефти и газа на морском шельфе России.

В первой главе обобщен практический материал по перспективам развития систем трубопроводного транспорта нефти и газа на морском шельфе России, проанализированы текущее состояние научной и производственной базы, анализ современные требования к структуре и параметрам технико-экономической эффективности, надежности, промышленной и экологической безопасности объектов морских газотранспортных систем.

Анализ опыта канадских и американских нефтегазодобывающих компаний показал, что отсутствие технологий строительства морских трубопроводов стало одним из определяющих факторов, сдерживающих дальнейшее развитие добычи углеводородов в районах Северо-Американской Арктики. При этом даже накопленный зарубежный опыт не является полностью приемлемым для строительства газонефтепроводов в Российской Арктике. Так, проведенный анализ климатических, океанологических и гидродинамических особенностей российского шельфа показал сильное отличие от условий северо-американского шельфа.

На сегодняшний день в России отсутствует современная нормативная база по проектированию и строительству морских трубопроводов. Имеются лишь устаревшие ВН 39-1.9-005-98 "Нормы проектирования и строительства морского газопровода" и ВСН 51-9-86 "Проектирование морских подводных нефтегазопроводов". На практике, например в проекте «Сахалин-2», используются специально разработанные технические условия, но их несовершенство достаточно очевидно и их применение явилось одной из причин задержки начала строительства.

В то же время в России осуществлен проект «Голубой поток», где выполнено строительство морского участка газопровода Россия-Турция по дну Черного моря. Основные параметры газопровода, определенные в проекте, не имеют аналогов не только в России, но и во всем мире. Протяженность трассы морского участка составляет по каждой из двух ниток, соответственно, 390 и 382,5 км, а максимальная глубина воды достигает 2150 м. Две нитки газопровода построены из труб диаметром 610 мм с толщиной стенки 31,8 мм. Рабочее давление составляет 25,0 МПа. При проектировании был использован норвежский стандарт БКУ 08-РЮ1 "Подводные трубопроводные системы"

В связи с уникальностью данного проекта был осуществлен обширный объем изысканий, проведен целый комплекс лабораторных и полевых испытаний, после чего было выполнено проектирование на базе имеющегося передового мирового опыта специально разработанной, с участием автора, и реализованной программы научно-исследовательских работ.

Кроме того, для транспорта природного газа с п-ва Ямал в промышлен-но-развитый центр России и далее в страны Западной Европы был разработан, с участием автора, проект газотранспортной системы магистральных газопроводов Ямал-Европа с прохождением трассы через Байдарацкую губу Карского моря. В данном проекте морского перехода предусмотрено строительство восьми параллельных ниток (с учетом резервных) диаметром 1220

мм и рабочим давлением 7,4 МПа, протяженностью около 67 км с максимальной глубиной моря 23 м.

При решении конкретной задачи перехода через Байдарацкую губу был приобретен необходимый опыт проектирования морских газопроводов, и, в перспективе, определены требования к созданию и освоению новых технологий и технических средств строительства и эксплуатации морских трубопроводов, необходимые для предстоящего освоения шельфа арктических морей.

Таким образом в настоящее время существуют необходимые предпосылки для эффективного управления временными, материальными, трудовыми и финансовыми затратами по проектам, а также их качеством, что требует координации во времени и пространстве проектных технико-экономических параметров, представленных в систематизированном виде на рис. 1.

Обобщение мировой практики строительства морских трубопроводов показало, что для реализации комплекса современных требований к структуре и параметрам технико-экономической эффективности, надежности, промышленной и экологической безопасности объектов морских газотранспортных систем необходимо создание системы управления проектами по строительству морских трубопроводов с принципиально иными, в сравнении с сухопутными трубопроводами, структурой и длительностью жизненного цикла, конструктивными, технически и технологическими решениями трубопроводов, что и является предметом исследования.

Во второй главе рассмотрены этапы развития методов управления проектами, дан анализ их достоинств и недостатков, определены принципы и требования к формированию перспективной системы управления проектами строительства морских газонефтепроводов.

Сравнение систем управления проектами строительства морских газонефтепроводов с сухопутными проектами показывает следующие их отличительные особенности:

Условия в районе прохождения трассы трубопровода

• Глубина воды

• Рельеф дна

• Характеристики грунтов

• Волнения;

• Течения;

• Приливы и отливы;

• Ветра;

• Навигация и гидрография

• Ледовые условия

• Температурные режимы воды и воздуха

• Коррозионная активность воды и грунта.

• Условия пересечения берега

• Экологическая чувствительность

Технико- экономические показатели эффективности проекта

Рис. 1. Блок-схема предварительных расчетов проектных параметров морских трубопроводов.

• уникальность условий строительства для каждого морского трубопровода требует индивидуального системного подхода к решению всех вопросов управления проектом;

• сжатые сроки строительства определяют необходимость детальной проработки вероятностных сценариев реализации проектных решений с учетом всех возможных неопределенностей и рисков;

• отличие в структуре капитальных затрат в рамках строительного периода и всего жизненного цикла вызывают необходимость формирования индивидуальных инвестиционных стратегий (рис. 2);

Сухопутные трубопроводы

Выбор концепции Планирование Проектирование Строительство Завершение работ

Морские трубопроводы

концепции создание ванис работ

техники и технологии

Рис. 2. Распределение затрат и трудоемкости по фазам жизненного цикла

• нежелательность, а, в ряде случаев, невозможность выполнения работ по ремонту и реконструкции трубопроводов увеличивает на 50-80 лет проектную стадию - то есть жизненный цикл управления проектом должен включать стадию эксплуатации;

• многониточная система трубопроводного транспорта является неотъемлемой частью каждого проекта;

• высокая степень риска при реализации проекта определяет применение методологии управления рисками как методологии управления изменениями в проекте.

Проектирование морских трубопроводов основывается на выполнении последовательности расчетов, направленных, в основном, на поиск наилучших характеристик конструкции и методов их реализации среди всех возможных решений, при этом последствия выбора комплекса проектных решений зависят от ряда факторов и событий, которые точно не известны. Следовательно, рациональные критерии выбора наилучшего решения должны тщательно учитывать эти неопределенности.

Самым очевидным шагом в этом направлении является замена обычной начальной стоимости Я/ сооружения полными ожидаемыми затратами в форме

Я=Я1+РГЯ/ (1)

где: Н/- затраты, вызываемые изменениями с вероятностью Р/.

Эффективность действий при управлении проектом строительства сводится к оптимальному определению переменной величины (Р/' Щ) на всех стадиях жизненного цикла.

Если решение х выбирается среди п возможных решений х},х2, хп, то тогда может быть реализовано т возможных состояний у}- (] - 1, ..., т), каждое из которых может случайно реализоваться в ответ на предпринятое в процессе управления проектами действие. В результате совершенного действия х} и последующего попадания в состояние получаем величину и(хь у}) - численную меру последствий пары хь у;-, которая определяет величину (Я^Данная формулировка в случае дискретных и конечных пространств состояний и действий изображается деревом решении (рис.3). Для решения задачи необходимо определить такую функцию, называемую функцией полезности, что ее математические ожидания, соответствующие каждому действию i

Ф/Ь^И )РгоЬЫ+- + и{х1,ут)РгоЪ\ут) , (2)

или для непрерывного пространства состояний

Е[и] = ]и{х,,у)Р{у)ау (3)

о

могли бы сравниваться между собой для выбора рационального решения среди всех возможных направлений действия.

Проектное решение Результаты Скорректи Исход Последствия

эксперимента рованное реализации Значение

решение

Рис. 3. Расширенное дерево решений для дискретных пространств состояний и действий.

Обычно принятие решения при проектировании заключается в выборе типа проектного решения из дискретного множества и выборе параметров конструктивных элементов из непрерывного или дискретного интервала возможностей.

Если изменения можно учесть через один показатель, то полезность конструкции и можно выразить в форме

и(у) = В°-Н1-Н/{у), (4)

где: В0 - доход, получаемый от эксплуатации морского трубопровода в проектном исполнении; - начальная стоимость объекта;

у - переменная, определяющая состояние при рассматриваемом виде изменений в проекте (параметр состояния);

Н0(у) ~ затраты, связанные с внесением изменений в проект.

Так как у есть случайная величина, то за обобщенную меру полезности конкретного трубопровода с учетом внесенных изменений к принимается математическое ожидание функции полезности, определяемое по формулам (2) или (3).

Величину затрат Н/ можно определить через регрессионную формулу следующего вида:

Н/=(к\ +К2)1 + {КЪ + К4 )Т] + + К6 + К7 + К8 + К9 )<р (5)

где: К] - затраты по перебазировке персонала, К2 - затраты по перебазировке техники, / - расстояние перебазировки, К3 - стоимость трудозатрат, К4 -стоимость машино-смен, Т- количество времени для работ, ] - вид работ, К5 - производство специального оборудования, Кб - затраты на аварийные (внештатные) ситуации, К7 - затраты на изменение проектных решений и их согласование, К8 - налоговые затраты, К$ - стоимость материально-технических ресурсов, (р - индекс подрядчика.

Конкретное значение параметров, входящих в уравнение регрессии для расчета величины Н/ определяется на основе ресурсно-технологической модели строительства конкретного морского газонефтепровода.

В третьей главе приведены результаты прикладных исследований по созданию перспективной методологии управления риском на всех стадиях жизненного цикла морских газонефтепроводов.

Риск - опасность (вероятность) события. В условиях проекта риск - это потенциальная, численно измеримая возможность потерь для проекта, или

степень опасности для его успешной реализации на всех стадиях жизненного цикла.

В количественном отношении риск оценивается через вероятность наступления данного события и его последствия.

Проведение оценки риска возникновения изменений в процессе жизненного цикла предполагает выделение следующих этапов:

идентификация факторов, определяющих вероятность возникновения изменений в процессе жизненного цикла;

определение причин, которые могут привести к возникновению изменений в процессе жизненного цикла;

разработка вероятных сценариев развития нежелательных событий; разработка превентивных мер, которые могут предотвратить наступление таких событий;

составление списка мер по снижению масштабов ущерба потенциальных изменений в процессе жизненного цикла;

описание последствий, которые происшествие может оказать на реализацию проекта;

анализ вероятности реализации сценариев на основе статистических данных или экспертных оценок;

нанесение отметки риска на матрицу риска;

фиксирование любых дополнительных мер или действий, которые могут быть рассмотрены в целях дальнейшего уменьшения риска, связанного с тем или иным сценарием.

В данном исследовании для оценки уровня изменений используется разбиение всего диапазона возможных последствий по качественным признакам (см. табл.1, где уровень I соответствует наиболее тяжелым последствиям с понижением серьезности последствий при переходе к более низким уровням II, III и IV).

Оценки возможных частот наступления событий и реализации сценариев, используемые в данном исследовании, приведены в таблице 2.

Таблица!

Характер и уровни потенциальных изменений

Уровень изменений Категории изменений

Качественный признак Затраты и ущербы

1 Значительные и продолжительные изменения Потеря инвестиционной привлекательности

II Сильные Корректировка показателей эффективности проекта

Ш Умеренные Существенное увеличение сметной стоимости

IV Малые Незначительное увеличение сметной стоимости

Таблица 2.

Определение вероятностей и частот

Уровень Описание Диапазон частот, случаев/гол >10'"

А Часто >10-1

В Вероятно 10-41 о-2

С Возможно 10"2+10"3

О Маловероятно

Е Практически невероятно <10"4

Данные таблицы 2 соответствуют комбинированному подходу, соответствующему разбиению расчетных величин частот наступления событий по уровням частот, определенным в качественной форме.

Результаты построения сценариев, оценки их последствий и частот наступления сводятся в матрицу рисков, так, что каждый построенный и оцененный сценарий соотносится с определенной ячейкой матрицы рисков. Проводится частичное упорядочение сценариев по степени риска, более высокие частоты и более серьезные последствия соответствуют более высоким рискам, что соответствует системе приоритетов при определении мероприятий по снижению рисков — снижение частот и/или возможных последствий.

Могут быть выделены следующие области принятия решений по обеспечению живучести принятых решений:

область выполнения текущих улучшений - решения по снижению риска и обеспечению живучести принятых решений признаются достаточными, дальнейшие улучшения относятся к нормальной проектной практике и текущему улучшению эксплуатационной практики;

область технико-экономического анализа - принятые и предлагаемые проектные решения требуют анализа «стоимость-эффективность», дополнительные меры снижения риска и обеспечения живучести принятых решений внедряются с учетом необходимых и наличных ресурсов;

область высокого риска - требуется принятие решений на высшем уровне с поиском технологических, планировочных, проектных и любых других решений, позволяющих снизить до уровня технико-экономического анализа вероятность и/или последствия сценариев, находящихся в этой области.

Завершающим и наиболее ответственным этапом анализа риска является выработка рекомендаций по снижению риска. Соответствующие мероприятия могут быть разделены на две основные группы:

• мероприятия по предупреждению возникновения и развития опасных сценариев, исключающих или снижающих вероятность наступления опасных изменений и развития опасных процессов;

• мероприятия по исключению и ограничению опасных изменений.

Окончательные результаты анализа риска являются так называемым

«остаточным» риском, защита от которого должна осуществляться в рамках планов реагирования на потенциальные изменения в проекте.

Оценка риска в процессе эксплуатации морских газонефтепроводов требует анализа статистических данных по отказам, что вызывает определенные трудности, связанные с недостаточно представительной статистикой их отказов по сравнению с данными по эксплуатации сухопутных магистральных газонефтепроводов.

На рис. 4 дан анализ по отказам морских трубопроводов, основанный на данных администрации минеральных ресурсов США, где причины отказа

трубопроводов сгруппированы в пять основных категорий:

1) отказы по причине качества материала или оборудования (8% отказов);

2) эксплуатационные отказы (2% отказов);

3) коррозия (50% отказов);

4) штормы/оползни (12% отказов);

5) механические повреждения (20% отказовО;

6) прочие причины (8% отказов).

На рис. 5 приведено распределение отказов в зависимости от диаметра трубопровода.

Статистика отказов по источникам механических повреждений показана на рис. 6.

Количественные оценки параметров аварийности на морских трубопроводах были получены при анализе статистических данных норвежского общества Det Norske Veritas, приведенных в табл.3.

Таблица 3

Аварийность морских трубопроводов

Газопровод Описание Частота аварий Размерность

Подводный, в открытом море Газопроводы обвязки платформ с неподготовленными к транспортировке жидкостью или газом; с подготовленными жидкостью или газом, диаметр до 610 мм; с подготовленными жидкостью или газом, диаметр свыше 630 мм 6,2-10"4 5,9-10"5 1,0-Ю"5 аварий/(км-год) аварий/(км-год) аварий/(км-год)

Подводный, внешние аварийные нагрузки вблизи платформ Диаметр до 406 мм Диаметр свыше 406 мм 8,7-10"4 1,5-Ю"4 аварий/год аварий/год

Подводный, внешние аварийные нагрузки вдали от побережья Сектор ФРГ, к югу от 54°10' с.ш. Сектор Голландии, Бельгии и Франции между 54°10' с.ш. и проливом Ламанш 1,з-ю-3 1,8-10'3 аварий/год аварий/год

Из табл.3 видно, что для морских подводных трубопроводов в откры-

том море с подготовленными к транспортировке жидкостью или газом характерная частота аварий (для трубопроводов диаметром не более 610 мм) оценивается величиной 5,9-10"5 аварий/(км-год), а для трубопроводов диаметром свыше 610 мм - величиной 1-10"5 аварий/(км-год). Частота аварийных инцидентов вследствие внешних разрушений вблизи побережья может сос-

Ч 0,2

2 3 4 Причины отказа

Рис. 4. Распределение отказов морских трубопроводов по причинам:

1 - отказы материала или оборудования; 2 - эксплуатационные отказы; 3 -коррозия; 4 - штормы/оползни; 5—механические повреждения; 6-прочие причины.

г 3 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 диаметр трубопровода, дюймы

Рис. 5. Распределение числа отказов по причине коррозии в зависимости от диаметра трубопроводов.

1 2 3 4 5

причина отказа

Рис. 6. Распределение отказов по источникам механических повреждений:

7 - П™*п™дения якорями; 2 — Повреждения судами; 3 — Повреждения при стве; 4 — Повреждения тралами; 5 - Прочие причины.

ставлять 1,5-10"4 аварий/год, вдали от побережья - 1,3-10"3 - 1,8-10"3 аварий/год. Последние данные характерны, по-видимому, для трубопроводов, проложенных на небольших глубинах. Чтобы получить правильную картину частот отказов для трубопроводов в открытом море, частоты отказов для внешних аварийных нагрузок и для подводных трубопроводов необходимо сложить.

Для количественного определения параметров риска на основе статистических данных принята функция распределения случайной величины потерь F(>'), равная вероятности Р того, что случайная величина У примет значение больше у:

¥(у) = Р(7>у). (6)

Такую характеристику случайной величины потерь У при аварии принято называть интегральной функцией распределения потерь Г (у) (Б/У-кривая). Пример графического изображения интегральной функции распределения потерь при аварии представлен на рис. 7.

Наибольший интерес в рамках данного исследования представляют так называемые разумные риски. Это те риски, которыми следует управлять с целью достижения приемлемых результатов.

В качестве примера результаты анализа разумных рисков, связанных со строительством глубоководного участка, осуществляемым Д-методом при сооружении морского участка газопровода «Россия-Турция», приведены в табл. 4.

Таблица 4.

Составляющие риска задержки выполнения проекта при укладке Л_методом_

№ Наименование опасной ситуации Доля от суммарной задержки, %

1 Ввод в эксплуатацию и мобилизация судна 8-7000 69

2 Задержки во время укладки трубопровода ¿-методом 10

3 Вынужденные работы до и после укладки 8

4 Подводный ремонт при укладке ^методом 4

5 Авария при укладке Б-методом на турецком шельфе 2

б Авария при укладке 8-методом на российском шельфе 2

7 Неблагоприятные погодные условия 2

Продолжение табл. 4

8 Грубая человеческая ошибка 1

9 Спуск плети трубопровода на дно 1

10 Поломка натяжного устройства Менее 1

11 Авария при поршневании трубопровода Менее 1

Из табл. 4. видно, что основной вклад в суммарный зависит от ввода в эксплуатацию и мобилизации судна 8-7000.

В (10 - 1(Г)

А (>10-1)

Малые Умеренные Сильные Катостро- Уровни по-

фические следствий

1 1 2 3 п

Варианты развития сценариев рисков при реализации различных вариантов технических решений.

Рис. 7. Пример формирования интегральной функции распределения потерь при различных аварийных ситуациях на газопроводе.

Четвертая глава посвящена выработке основных технических решений, реализация которых позволяет минимизировать риски жизненного цикла морских газонефтепроводов. Для решения поставленной задачи предложено использовать геоинформационные технологии, которые предполагают создание банка первичной (исходной) информации, привязанного к конкретному проекту, а также создание алгоритмов формирования выходной информации, необходимой для осуществления контроля и анализа эффективности за деятельностью в процессе строительства трубопроводов и принятия решений о проведении мероприятий, направленных на оправданное и разумное снижение рисков и затрат.

Разработанная геоинформационная база данных по проекту представляет собой динамически развивающуюся модель конкретного газопровода. Основой геоинформационной базы данных газопровода является постоянно пополняемое и эффективно управляемое электронное хранилище всей технологической информации по проекту. На каждом этапе реализации проекта на основе этих данных с помощью специальных приложений решаются различные проектные, технические и управленческие задачи. По характеру этих задач все приложения можно разделить на 7 основных блоков (рис. 8):

•На этапе предпроектного анализа при рассмотрении альтернативных схем реализации проекта использование геоинформационных технологий позволяет систематизировано представить всю исходную природную и ресурсную информацию во взаимосвязанном виде и в полном объеме, включая результаты морских инженерных изысканий;

•На прединвестиционной стадии строительства реализуется первая стадия технологического проектирования, в результате которого выбирается трасса газопровода, определяются гидравлические параметры, формируются требования к материалу и параметрам труб, изоляционного покрытия и анодов, а также выполняется оценка воздействия окружающей среды на газопровод и самого газопровода на окружающую среду;

Рис. 8. Структура геоинформационной базы управления проектом.

•На этапе технологического проектирования использование геоинформационных технологий позволяет организовать динамическую адаптацию и детализацию проектных решений с целью определения стратегий управления проектом с минимальным риском. Обеспечивает регламентацию деятельности участников инвестиционного процесса: инвестора, заказчика, подрядчиков, государственных и ведомственных органов контроля и т. д. Дает оценку эффективности и надежности проектных решений по планированию процесса реализации проекта, анализ текущего состояния процесса реализации проекта;

* В процессе строительства осуществляет выбор варианта развития системы управления трубопроводным строительством исходя из возможных альтернатив решения проблемы, критериев предпочтения и затрат на реализацию каждого анализируемого варианта, оценок эффективности и надежности управляющих воздействий;

•Для стадии эксплуатации формируется динамически развивающаяся модель трубопровода - "как построено". Для этого при вводе газопровода в

эксплуатацию выполняется съемка фактического положения газопровода и натурные замеры его состояния при различных входных и выходных параметрах. На основании полученных данных производится корректировка и верификация используемых гидравлических моделей, которые в последующем используются для прогнозирования и оценки состояния газопровода в различных режимах его эксплуатации.

Для наполнения геоинформационной базы применительно к газопроводу «Голубой поток» были проведены четыре основных комплекса изысканий: геофизических, сейсмических, геотехнических и океанографических, которые подтвердили приемлемость выбранной трассы и послужили основой для расчетов прочности, устойчивости и надежности газопровода.

Прочностной расчет подводных трубопроводов имеет ряд качественных отличий от соответствующих расчетов для наземных трубопроводов. Прежде всего, это необходимость учета метода укладки и проведения анализа несущей способности по наружному давлению, создаваемому столбом воды (расчет на смятие).

С научной и практической точек зрения наиболее принципиальным моментом технологического проектирования строительства морского участка газопровода Россия-Турция являлся выбор точек трассы, где происходила смена одного метода укладки на другой (S- на J-метод и наоборот).

Проведенные расчеты показали, что при горизонтальном дне оптимальной глубиной воды, при которой должна происходить смена методов укладки трубопровода диаметром 610 мм и толщиной стенки 31,8 мм из стали марки Х-65, является глубина 150 м. В то же время, большая крутизна склонов (особенно на Российской стороне, где уклон достигает 20°) потребовала проведения уточненных расчетов с учетом этого фактора. Кроме того, необходимо было принять в расчет, что при укладке на мелководье монтажная вышка трубоукладочного судна, работающего по J-методу, может наклоняться на угол до 20° по отношению к вертикали.

Была проведена серия расчетов для различных глубин воды, позволив-

шая определить оптимальную глубину смены методов монтажа с учетом реальных возможностей имеющихся трубоукладочных судов. Эта глубина составила около 382 м (положение конца трубопровода при его полной укладке на дно). Результаты расчетов укладки трубопровода приведены в табл. 5

Проведенные расчеты позволили разработать и научно обосновать основные положения технологии строительства морского участка газопровода Россия-Турция.

Наиболее сложным случаем нагружения трубопровода на этапе строительства является совместное действие наружного гидростатического давления, изгиба и продольного усилия. Известные уравнения расчета трубопроводов на локальное смятие, основаны на принципе граничной интерполяции. Данный подход заключается в том, что при наличии отдельных решений для каждого из альтернативных видов нагрузки критериальные соотношения могут быть сформулированы в виде интерполяционных соотношений между имеющимися граничными решениями.

Учитывая отсутствие единой точной теории, описывающей поведение стенки трубы в условиях одновременного действия наружного гидростатического давления, изгиба и продольных усилий, промышленного опыта строительства и эксплуатации трубопроводов на глубинах свыше 1600 м, а также ограниченность статистических данных по механическим свойствам труб, аналогичных тем, которые использованы для строительства морского участка газопровода Россия-Турция, проектирование данного глубоководного трубопровода включало в себя программу экспериментальных исследований на смятие труб, специально изготовленных согласно техническим требованиям (спецификации), разработанным для данного конкретного проекта.

Опытная партия из 18 труб, а также два коротких кольца и 5 стальных шстов были изготовлены и испытаны для исследований различных механических свойств исходного листового материала и готовых трубных изделий.

Таблица 5

Параметры укладки трубопровода

Б-методом на Российском мелководном участке

Глубина воды, м Уклон дна, градус Тяговое усилие, кН Максимальная продольная деформация, % Максимальный изгибающий момент на стингере, кН-м Максимальный изгибающий момент в точке перегиба, кН-м

Минимальное Максимальное

16 8,5 98 0,07 942 1402

294 0,07 824 1187

40 8,5 15 0,13 1491 2148

35 0,13 1285 1668

72,5 8,5 40 0,13 2011 2364

66,3 8,5 60 0,14 1540 1570

171,9 20 100 0,16 2629 2766

117,5 20 120 0,15 2717 2325

3-методом в начале работ на Российском склоне (Угол наклона вышки 20 осадка судна 27,5 м, угол откоса дна 20

Горизонтальное перемещение судна, м Растягивающее усилие на судне, кН Растягивающее усилие на дне, кН Глубина точки касания дна, м Расстояние (в плане) до точки касания дна, м Максимальная деформация на судне, % Изгибная деформация на судне, % Изгибающий момент на судне, кН-м Изгибающий момент на тру-опроводе, кНм Боковая реакция на судне, кН

-31 1148 255 251 348 0,036 0,031 512 2771 0

0 1256 392 231 433 0,147 0,141 1087 1982 16,2

+31 1432 618 200 546 0,206 0,199 2778 1297 8,3

1-методом на глубоководном участке

Глубина воды, м Угол наклона вышки, градус Смещение судна, м Усилие натяжения на судне, кЕ Усилие натяжения на дне, кН Расстояние до точки касания дна, м Максимальная деформация наверху, % Изгнбная деформация наверху, % Максимальная деформация на дне, % Изгибная деформация на дне, % Максимальная боковая реакция на судне, кН

1000 9 0 2315 226 439 0,063 0,048 0,156 0,150 157

137 2629 540 727 0,118 ОД 00 0,092 0,080 133

1500 6 0 3090 226 491 0,051 0,029 0,162 0,150 95

205 3443 579 879 0,124 0,100 0,099 0,075 162

2150 5 0 4091 226 541 0,078 0,047 0,173 0,150 176

329 4571 706 1129 0,134 0,100 0,109 0,063 198

Задачи экспериментального исследования включали три основные группы вопросов:

• Исследование несущей способности труб по видам нагрузок, характерных для наиболее опасных ситуаций на стадиях строительства и эксплуатации газопровода.

• Определение влияния геометрических параметров труб на несущую способность по смятию. К таким параметрам относятся, прежде всего, овальность, толщина стенки и наружный диаметр.

• Определение влияния механических свойств материала труб на несущую способность по смятию.

Наиболее опасной точкой при строительстве глубоководного газопровода является точка перегиба плети в непосредственной близости от поверхности морского дна. Наружное гидростатическое давление в этой точке равно 21,6 МПа, а изгибная деформация, предусмотренная проектом на основе принятых норм проектирования, не должна превышать 0,15%.

Исследование несущей способности труб по вышеперечисленным нагрузкам включало в себя изучение их зависимости от реальных геометрических и механических параметров труб.

При выборе конструкции экспериментальной установки, схема которой представлена на рис. 9, руководствовались, прежде всего, возможностью приложения нагрузок (внешнего давления и изгибающего момента), не только соответствующих ожидаемым реальным нагрузкам при строительстве и эксплуатации газопровода, но и превосходящих их до такой степени, чтобы можно было зафиксировать их фактическую несущую способность по чистому смятию, изгибу, а также локальному и лавинному смятию.

На этой основе была разработана схема отбора испытательных образцов из труб и исходных стальных листов, представленная на рис. 10.

Помимо этого для каждой отдельной трубы измеряли уровень остаточных кольцевых напряжений путем разрезания полного кольца, отрезанного от трубы, и регистрации расхождения его концов.

Рис.9. Принципиальная схема экспериментальной установки для испытаний труб на смятие.

Рис. 10. Схема отбора образцов для испытаний механических свойств:

1 - продольные образцы из исходного листа; 2 - продольные образцы из готовой трубы; 3 - поперечные образцы из исходного листа; 4 - поперечные образцы из готовой трубы.

Обработка результатов экспериментального исследования (табл. 6) показала, что наиболее удачной аппроксимацией области смятия труб, предназначенных для строительства газопровода Россия-Турция, является формула Мерфи и Лангнера.

Также было установлено, что для тонкостенных труб при определенном сочетании геометрических и механических параметров вполне возможна потеря устойчивости сечения только по упругой форме задолго до достижения кольцевыми напряжениями предела текучести. Наоборот, для очень толстостенных труб потеря устойчивости не характерна, а смятие происходит исключительно по пластической модели.

По результатам эксперимента установлено, что: 1. Несущая способность труб по чистому смятию в 1,6 раза превышает гидростатическое давление, которое действует на газопровод Россия-Турция на

3 а ¡s (Я а я в и 3 Е « (Г 3 рц Ошибка, % СЧ о" CN о" СП CS 00 ЧО оГ

Несущая способность по чистому смятию по формуле (3.4), МПа 1гГ -«а- CN wT ОЧ Г-" СП оч г-" СП

Ошибка, % сп СП чо es 1 -«а-чо" ел" OS оо

Несущая способность по чистому смятию по формуле (3.3), МПа о оГ СП стГ СП ЧО оС СП сп" СП t^ СП ГП

Давление пластического смятия по формуле (3.2) сГ 1Л о un CS ш аГ СП СП о"

Давление упругого смятия по формуле (3.1), МПа СП oí чо 1Л (N Ч£> 1Л rf ЧО СП vf ЧО ЧО

1 Экспериментальные данные | Давление чистого смятия, МПа о Ч"? ltT •чГ СЧ СП о СП о г--" СП

Предел текучести на сжатие в кольцевом направлении, МПа <м 00 rt- ОЧ СП о\ rí- г-|> сп оо оо СП

Модуль Юнга, ГПа CN о CN о CS en о (N СП о СЧ о СЧ

Овальность, % о" ЧО о 1П о* СП г-ч о" см о

Толщина стенки, мм С-; СП СП СП < СП О-) СЧ СП СП

Наружный диаметр, мм 610,1 : 609,6 610,3 610,9 610,8

№ трубы Рч СЧ 0ч с- о. 00 fe OS

глубине 2150 м.

2. При изготовлении труб методом холодного прессования с последующим холодным экспандированием происходит снижение предела текучести стали на сжатие в кольцевом направлении на 15%:

Данный метод изготовления труб не оказывает влияния на пределы текучести стали на растяжение и сжатие в продольном направлении, а также на предел текучести на растяжение в кольцевом направлении;

Данный метод изготовления труб не оказывает влияния на сопротивление лавинному смятию.

3. Несущая способность труб по чистому смятию (по упруго-пластической форме) может быть удовлетворительно рассчитана по существующим нормативным и научным методикам.

4. Термическое старение в процессе нанесения наружного покрытия восстанавливает прочностные показатели труб до уровня прочности материала листов, из которых произведены данные трубы.

5. После проведения испытаний образования трещин на продольных и поперечных сварных швах не наблюдалось.

6. Ориентация овальности труб оказывает существенное влияние на их несущую способность по чистому смятию.

Помимо самостоятельного практического и научного значения проведенный теоретический анализ и экспериментальные исследования явились составной частью общей программы работ по выбору и обоснованию толщины стенки глубоководного газопровода Россия-Турция, процедура которых представлена на рис 11.

В рамках исследований была также решена задача определения частоты расстановки ограничителей смятия.

Суммарные затраты на установку усиленных вставок прямо пропорциональны их числу, однако при этом необходимо учесть, что одновременно происходит и соответствующая экономия определенного количества труб. Таким образом, дополнительные затраты на строительство глубоководного

Рис, 11. Комплекс экспериментальных работ по выбору и обоснованию

толщины сте

1КШС. НАЦИОНАЛЬНАЯ ' БИБЛИОТЕКА | С. Петербург I

О» И» ас* |

'г'"'"'"1........................................ ....................

трубопровода из-за установки ограничителей смятия составляют

СМ=ЛГ0С0-ЛУГ, (7)

где Ы0 -число ограничителей лавинного смятия; С0 -стоимость производства и монтажа одного ограничителя; I -длина одного ограничителя; № -стоимость строительства одного погонного метра трубопровода.

Шаг расстановки усиленных вставок к связан с длиной защищаемого участка Ь и числом ограничителей N0 следующим образом

А = —. (8)

Таким образом,

(9)

При расчетах учитывали то, что с вероятностью р волна лавинного смятия может миновать ограничитель и перейти на соседний участок.

Поэтому при возникновении лавинного смятия будет разрушен не только участок трубопровода длиной к, но и с вероятностью р можно ожидать смятия соседнего участка той же протяженности. Аналогичные рассуждения можно распространить и на последующие участки, вероятность перехода лавинного смятия на которые составляет соответственно р2, р3 и т.д. Ожидаемая протяженность смятого участка составляет

Н = к + ДА, (10)

где при р< 1

Ак = ^крп = (11)

я-1 1~Р

Риск смятия в процессе строительства составляет

Сс=[мс +ис + Кс(кк + АЬ)]Рс, (12)

где: Мс -затраты на мобилизацию ремонтного оборудования в процессе строительства; 1/с~ суммарные экономические потери от срыва сроков строительства; Ис -стоимость ремонта одного погонного метра трубопровода в процессе строительства; Рс -вероятность смятия трубопровода в процессе строительства; к - общее число секций, подлежащих замене в процессе ремонта, включая смятый участок.

Оптимизация по критерию минимума суммарного риска означает

•|[^+Сс + Сэ]= 0. (13)

Окончательная формула для расчета оптимального шага расстановки ограничителей лавинного смятия имеет вид:

к

ЦС0 -№)

Ксрс

к + -

1 -р)

1 +

1 -Р.

(14)

Результаты расчетов при различных значениях эффективности ограничительных вставок приведены в табл. 7.

__Таблица 7

Участок Вероятность перехода волны лявпшщ^-^^' смятия через усиленную^------'""' вставку ^—— ~~ Рекомендуемый ''"""шаг между усиленными вставками, м

0 ^ ОД 0,2 0,3 0,4 0,5

Абиссальная равнина 666 645 623 597 567 531

Континентальные склоны 256 248 239 229 217 203

В случае глубоководных трубопроводов, для которых работы по профилированию дна представляют большую техническую сложность и сопряжены с повышенными экономическими затратами, возможно возникновение свободных пролетов. Решение задачи обеспечения устойчивости подводных трубопроводов является одним из обязательных условий для определения максимально допустимой длины свободных пролетов и представляет собой взаимосвязанную задачу механики жидкости и теории колебаний механических конструкций. В то время как гидродинамика поперечного обтекания цилиндрического тела стационарным потоком несжимаемой жидкости достаточно хорошо изучена, вопрос определения частот собственных колебаний свободных пролетов подводных трубопроводов требовал дополнительно исследования.

Среди универсальных аналитических методов для решения поставленной задачи был выбран метод функций динамической податливости (ФДП).

Расчет ФДП сводится к интегрированию дифференциального уравнения

малых поперечных колебаний трубопровода со стационарным потоком, которое при низких частотах колебаний выглядит следующим образом.

д у Е1-—- + Эх4

тЮ

д2у

2 + = 0.

ы7

(15)

4 4 _ дх

где Е1 - изгибная жесткость трубопровода; Т - продольное сжимающее усилие; р1 - внутреннее давление в трубопроводе; р0 .-внешнее (гидростатическое) давление; й - внутренний диаметр трубопровода; В - внешний диаметр трубопровода; р - плотность среды, находящейся в трубопроводе; V - скорость течения среды, находящейся в трубопроводе; к - коэффициент постели грунта; т - погонная масса трубопровода, включая массу внутренней среды, массу трубы и изоляции, а также присоединенную массу окружающей воды; у - отклонение трубы от равновесного положения; t - время.

Вид ФДП в зависимости от частоты вынуждающей силы со показан на рис. 12. На нем видны характерные разрывы функции (р(х;8;аз) и возрастание амплитуд вынужденных колебаний в резонансных точках, т.е. при приложении нагрузки с частотой, равной частоте собственных колебаний конструкции.

ю, рад/с

Рис. 12. Характер зависимости функции динамической податливости от частоты вынужденных колебаний.

В пятой главе приведены результаты исследований по систематизации и определению основных направлений развития техники и технологии строительства и ремонта морских газонефтепроводов в соответствии с современными требованиями к технико-экономической эффективности, надежности, промышленной и экологической безопасности ГТС.

Проектирование морских трубопроводов, начиная с выбора толщины стенки, невозможно без предварительного выбора трубоукладочных судов или, по крайней мере, без определения их основных технических характеристик. В качестве типовой схемы строительства морских газопроводов была предложена следующая последовательность работ:

- предварительная подготовка дна по трассе газопровода (срезки, подсыпки),

- укладка трубопровода в глубоководной части трассы,

- заглубление участка трубопровода на глубинах от 30 до 120 м трубозаглу-бителем,

- разработка траншеи прибрежного участка - укладка трубопровода в прибрежной части,

- стыковка прибрежного участка трубопровода с глубоководным участком,

- засыпка уложенного прибрежного участка,

- очистка и испытание трубопровода.

В зависимости от глубины, методов строительства и применяемой техники трасса подводного трубопровода может быть разделена на участки:

I. Береговой участок входа-вывода трубопровода в море;

II. прибрежный участок от уреза до глубины 30 м; здесь осуществляется разработка траншеи с перемещением грунта в места складирования и последующей обратной засыпкой траншеи после укладки газопровода;

III. участок с глубинами от 30 до 120 м; здесь выполняется заглубление подводного газопровода трубозаглубителем после его укладки;

IV. участок с глубинами от 120 м и более; здесь предусматривается свободная укладка газопровода на заранее спланированное в случае необходимости дно.

В рамках проведенных исследований определены требования к технике и технологиям производства работ и состав трубостроительного потока применительно к нефтегазоносным акваториям.

Концепция развития российского трубоукладочного флота и технических средств для строительства и ремонта морских трубопроводов должна разрабатываться, опираясь на следующие основные критерии к проектированию, созданию и выбору техники, технологий и к их основным направлениям развития:

• В России должны быть созданы технические средства (трубоукладочные суда, земснаряды, суда вспомогательные и другие) ледового класса.

• Технические средства должны быть оснащены системой динамического позиционирования, что позволит их использовать при работах на перспективных морских системах газонефтепроводов Арктического шельфа России. В тоже время наличие системы динамического позиционирования позволит безболезненно занять нишу строительно-ремонтных работ на рынке услуг по морским газонефтепроводам и месторождениям в других районах Мирового океана в период длительного отсутствия навигации в Арктике.

• Необходима срочная разработка и утверждение технических регламентов на проектирование, строительство, эксплуатационные работы для морских газонефтепроводов побережья России.

• Требуется выработка, изменение правовых и законодательных актов для работ в Арктической зоне России (введение правового понятия шельфа, нейтральных вод, оффшорных зон, принадлежности судов работающих в России).

• Следует понимать, что создавать весь спектр необходимой техники для работ в условиях Арктики бессмысленно. Множество техники имеется и с ее помощью можно выполнять определенный объем работ. К ним, например, относятся научно-исследовательские, изыскательские суда. Тем более, как видно из проекта "Голубой поток", такие суда и средства имеют российскую, а не только иностранную принадлежность. В тоже время основные средства

(трубоукладочная техника, земснаряды, вспомогательные суда) должны создаваться вновь.

Расположение известных запасов углеводородного сырья в глубокой Арктике диктуют особые требования к надежной и безопасной доставке трудовых ресурсов на место проведения работ.

В этих условиях требуются транспортные средства, удовлетворяющие следующим условиям:

- эксплуатация в любое время года и суток в условиях Арктики;

- практическую независимость от погодных условий;

- пассажировместимость около 50 человек;

- скорость передвижения более 400 км в час;

- дальность перевозок свыше 1500 километров.

Анализ, применяемой для оценки эффективности транспортных средств диаграммы Кармана-Габриелли, показал, что в диапазоне скоростей 200-500 км/ч транспортная эффективность среди известных транспортных средств выше всего для экранопланов.

Сейчас имеется принципиальная аэрогидродинамическая компоновка морского экраноплана (ЭП), на основе которой разработана сетка морских экранопланов (табл. 8). Экранопланы этих проектов позволят обеспечить морские перевозки со скоростями движения от 250 до 500 км/ч в условиях максимума безопасности, обеспечиваемой аэродинамической компоновкой ЭП, возможностью совершить посадку в любом районе на трассе полета, способностью преодолеть препятствие увеличением высоты полета.

Экранопланы со взлетной массой до 200 т включительно будут обладать амфибийными качествами, т.е. способностью осуществлять движение по мелководью и над участками суши, совершать посадку на водную поверхность и выходить на прибрежные подготовленные площадки и естественные береговые отмели, что обеспечит пассажирским экранопланам и их грузовым модификациям решение ряда специфических задач, недоступных для судов и

самолетов: доставку массовых грузов и обеспечение пассажирских перевозок в необжитые и малоподготовленные районы на побережье водных акваторий.

Таблица 8.

Технические характеристики перспективных экранопланов

Характеристика Акваг-лайд-30 Акваг-лайд-120 Акваг-лайд-150 Акваг-лайд-300 Акваг-лайд-500 Акваг-лайд-700

Водоизмещение, т 30 120 150 300 500 700...750

Грузоподъемность, т 10 50 60 120 200 250...300

Силовая установка, количество двигателей и тип 4хАИ25 4 хД436 5хД436 3 х ПС-90 1хИК-12 4 х ПС-90 2хНК-12 ИЛИ 4 х НК-92 2хКС-12 6 х ПС-90 2хНК-12 ИЛИ 5 х НК92 2хНК-12

Энерговооруженность,тс/т 0,2 0,213 0,216 0,148 0,.18...0,2 0,17...0,18

Часовой расход топлива, т/ч Расход топлива на одну тонну полезной нагрузки на 100 км пути, кг 1,6-2,1 180...230 4,8-5,9 47...116 5,.9-7,4 55...112 10,7-12,4 46...113 14,.0-15,4 38,6...80 17,0-25,0 36,5...71,7

Мореходность, м 1,0 1,25 1,5 2,0 2,0 2,5

Скорость хода, км/ч на спокойной воде на волнении по суше по льду, снегу

100-110 150-160 170-180 210-220 240 250

60-80 100-105 90-140 110-160 120-200 140-200

90 95 100 100 100 100

90 175 180 200 200 200

Дальность хода, км на спокойной воде на волнении по суше по льду, снегу

125 460 480 750 до 1400 до 1500

80 335 350 340 400-1100 700-1000

180 320 320 420 460-800 500-700

180 500 580 850 900-1100 600-1500

Экипаж, чел 3 3 3 4 4 4

Водоизмещение, скорость и грузоподъемность выбраны с учетом при-

менения серийно выпускавшихся в России или СНГ авиационных двигателей.

Строительство проектируемых объектов в конкретных геологических и геоморфологических условиях требует значительного объема строительных материалов, в первую очередь, песка и гравия для планировочных работ на глубоководной части и засыпки траншеи прибрежной части морских газопроводов, а также дорожного строительства, устройства насыпей на обводнённых участках и участках развития болот сухопутной прибрежной части газопроводов.

Для одновременного производства работ по дноуглублению (разработке траншеи) и добычи строительных песков предложена комбинированная схема, которая предусматривает выполнение работ с использованием фрезерных земснарядов, которые одновременно с добычей песков в состоянии углубить морской канал.

Был исследован вопрос выбора параметров самого земснаряда фрезерного типа. Были изучены возможности различных изготовителей земснарядов, и разработана концепция земснаряда и построен по данной концепции земснаряд «Бивер» 600, который был выполнен разборным, что дало возможность транспортировать в виде отдельных модулей и собирать на месте в течение 2-3 дней. С учетом накопленного опыта выработаны определённые рекомендации по выбору типа земснаряда в зависимости от грунтовых условий, заданной производительности и транспортной схемы по доставке земснаряда на место выполнения работ.

Результаты прикладных исследований по созданию перспективных технологий и техники для повышения экономической эффективности, производительности и надежности технологических процессов строительства в целом обеспечивают снижение их энергоемкости, ресурсопотребления, техногенного воздействия, а также оптимизацию сроков при строительстве морских трубопроводов на шельфе РФ.

Основные выводы

1. На основании выполненных исследований, экспериментальных и практических разработок теоретически обоснована и решениа крупная научная и практическая проблема, заключающаяся в создании научных основ формирования системы управления проектами по строительству морских трубопроводов с принципиально иными, в сравнении с сухопутными трубопроводами, структурой и длительностью жизненного цикла, конструктивными, техническими и технологическими решениями.

2. Разработана методология адекватной оценки и диверсификации всего ком-

плекса проектных рисков в ходе реализации проекта и, на этой основе, формализована задача минимизации интегральных потерь, связанных с компенсацией последствий неблагоприятных изменений на всех стадиях жизненного цикла проекта.

3. Разработана система иерархически упорядоченных аналитических методов, комплекс формализованных математических моделей, методик и алгоритмов технологических расчетов для выбора и реализации оптимальных технических, организационных и финансовых решений, обеспечивающих эффективное перемещение ресурсов в пространстве и времени.

4. Научно обоснована перспективная концепция развития новой для РФ отрасли - строительства морских трубопроводов, и созданы новые технические средства для производства отдельных видов работ в процессе сооружения морских трубопроводов.

Основные результаты работы представлены в следующих публикациях:

1. Горяинов Ю.А.. Газпром: не один, а два мега-проекта к 2000 году/Металлы Евразии, 1997, №3, с. 80-85.

2. В Турцию - по дну моря / Резуненко В.И., Горяинов Ю.А., Ван дер Хайген X., Веллинк Й., КашунинК.А. /Потенциал, 1998, №2, с. 78-79.

3. Y. Goriainov. Construction of "Blue Stream" Gas Transportation System// The Proceeding of the VII Annual International Conference "Natural Gas: Trade and Investment Opportunities in Russia and the CIS", 1998, p. 115-118.

4. Проект "Голубой поток": глубоководный трубопровод большого диаметра через Черное море/ Горяинов Ю.А., Резуненко В.И., Кашунин К.А., Федоров A.C., МакКин Д.С./Сотрудничество между странами Черноморского региона как важный фактор экологически приемлемого энергоснабжения. Материалы Международной научно-практической конференции. - М., 1999, с. 103-109.

5. Горяинов Ю.А., Резуненко В.И„ Харионовский В.В.. Обеспечение надежности морских газопроводов: научно-технический аспект // Сотрудниче-

ство между странами Черноморского региона как важный фактор экологически приемлемого энергоснабжения. Материалы Международной научно-практической конференции. -М., 1999, с. 85-88.

6. Газопровод Россия - Турция: исследование труб на смятие / Горяинов Ю.А., Резуненко В.И., Федоров A.C., Фейгин Б.Л./ Газовая промышленность, 1999, №8, с. 15-16.

7. Обоснование выбора толщины стенки глубоководного газопровода Россия -Турция по проекту "Голубой поток''/Горяинов Ю.А., Резуненко В.И., Федоров A.C., Фейгин Б.Л./Материалы третьей международной конференции "Безопасность трубопроводов". 6-10 сентября 1999г. - М., 1999, с. 75-81.

8. Газопровод Россия-Турция: защита глубоководного участка от лавинного смятия / Горяинов Ю.А., Резуненко В.И., Федоров A.C., Фейгин Б.Л./ Газовая промышленность, 1999, №5, с. 82-83.

9. Устойчивость свободных пролетов глубоководных трубопроводов / Горяинов Ю.А., Федоров A.C., Фейгин Б.Л., Харионовский В.В. / The Proceeding of the Second (1999) I SOPE European Offshore Mechanics Symposium: Pipelines. - Moscow, Russia, 1999, p. 53-55.

Ю.Горяинов Ю.А., Васильев Г.Г., Лаптев A.A.. Общая модель реализации проектов строительства объектов магистральных газопроводов. / Научно-технический сборник "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт", М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина 1999, № 3, с.22-29.

11.Горяинов Ю.А., Васильев Г.Г., Лаптев A.A.. Анализ применения математических моделей для сложных строительных систем. / Научно-технический сборник "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт", М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина 1999, № 4, с.6-11.

12.Толубой поток": научно-технические проблемы и их решения / Горяинов Ю.А., Резуненко В.И., Федоров A.C., Харионовский В.В. / Газовая промышленность №4, 2003, с. 32-36.

13.Морские трубопроводы / Горяинов Ю.А., Федоров A.C., Васильев Г.Г., Шутов В.Е. и др., М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001.-131с.

14.Управление проектами трубопроводного строительства / Горяинов Ю.А., Васильев Г.Г., Ревазов A.M. и др. Под общ.ред. Горяинова Ю.А. - М.: Изд-во "Лори", 2001.-315с.

15.Горяинов Ю.А. Перспективы строительства морских магистральных газопроводов в России / Научно-технический сборник "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт", М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина 2001, № 1, с.103-105.

16.Горяинов Ю.А. Основные научные подходы к разработке методов и норм проектирования подводных трубопроводов / Научно-технический сборник "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт", М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина 2001, №2, с.106-111.

17. Горяинов Ю.А. Основные направления развития техники и технологии строительства и ремонта подводных трубопроводов / Научно-технический сборник "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт", М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина 2001, №3, с.112-115.

18.Горяинов Ю.А. Комплексный экологический мониторинг строительства и эксплуатации подводных трубопроводов / Научно-технический сборник "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт", М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина 2001, №4, с.102-106.

19.Горяинов Ю.А., Васильев Г.Г., Ревазов A.M. Анализ применяемых физико-математических моделей и методов расчета для оценки опасности аварий на магистральных газопроводах / Научно-технический сборник "Ма-

гистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт", М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина 2002, №2, с. 14-21.

20.Организация мероприятий по сбору данных об авариях и анализу их причин / Горяинов Ю.А., Бабусенко В.Н. Васильев Г.Г., Ревазов A.M. / Научно-технический сборник "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт", М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина 2002, № 3, с.7-9.

21.Горяинов Ю.А., Васильев Г.Г., Ревазов A.M. Методика распределения поля риска в районе аварии по трассе проектируемого газопровода / Научно-технический сборник "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт", М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина 2002, № 4, с.5-10.

22.ВРД 39-1.10-017-2000 - Сборник нормативно технических документов для газопровода Россия - Турция через акваторию черного моря (проект "Голубой поток"), т. 1, 2, М.: 000"ИРЦ Газпром", 2002.

23.Сооружение подводных переходов газонефтепроводов методом наклонно-направленного бурения / Горяинов Ю.А., Кинцлер Ю.Э., Васильев Г.Г. и др. - М.: Изд-во "Лори", 2003.-288с.

24.Патент на изобретение № 2199626 / Ананенков А.Г., Березняков А.И., Горяинов Ю.А. и др. М., 2003г.

25.Патент на изобретение № 2199627 / Ананенков А.Г., Березняков А.И., Горяинов Ю.А. и др. М., 2003г.

26.Горяинов Ю.А., Саксаганский А.И., Губанова A.B.. Реконструкция подводного перехода магистрального трубопровода / Транспорт и хранение нефтепродуктов №12, 2003, с. 5-8.

27.Горяинов Ю.А., Губанова A.B. Транспортное обеспечение строительства морских трубопроводов в сложных климатических условиях / Научно-технический сборник "Магистральные и промысловые трубопроводы:

проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт", М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина 2003, № 3, с.57-64.

28.Горяинов Ю.А. Управление изменениями на основе оценки и управления риском / Научно-технический сборник "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт", М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина 2003, № 4, с.44-51.

29.Горяинов Ю.А. Перспективные схемы обеспечения местными строительными материалами в условиях полуострова Ямал / Известия ВУЗов "Нефть и газ" №2,Тюмень, 2004, с. 78-81.

30.Горяинов Ю.А., Ревазов A.M.. Классификация чрезвычайных ситуаций в проектах трубопроводного строительства / Известия ВУЗов "Нефть и газ" №3,Тюмень, 2004, с. 52-55.

31.Горяинов Ю.А. Управление проектами строительства морских трубопроводов. М.: Изд-во "Формула энергии", 2004.-411 с.

Напечатано с готового оригинал-макета

Издательство ООО "МАКС Пресс" Лицензия ИД N 00510 от 01.12.99 г. Подписано к печати 25.04.2005 г. Формат 60x90 1/16. Усл.печ.л.2,0, Тираж 100 экз. Заказ 241. Тел. 939-3890. Тел./факс 939-3891. 119992, ГСП-2, Москва, Ленинские горы, МГУ им. М.В. Ломоносова, 2-й учебный корпус, 627 к.

,.12 564

PH Б Русский фонд

2006-4 9966

Содержание диссертации, доктора технических наук, Горяинов, Юрий Афанасьевич

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОЕКТИРОВАНИЯ, СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

1.1. Анализ запасов ресурса углеводородов на континентальном шельфе и морских территориях России.

1.2. Перспективы освоения морских шельфов России с использованием морских трубопроводов.

1.3. Особенности условий строительства подводных трубопроводов в России.

1.4. Особенности проектирования морских трубопроводов.

1.5. Особенности строительства морских трубопроводов.

1.6. Особенности эксплуатации глубоководных трубопроводов.

ГЛАВА 2. РАЗВИТИЕ МЕТОДОВ УПРАВЛЕНИЯ ПРОЕКТАМИ МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ В ЭКСТРЕМАЛЬНЫХ ПРИРОДНО-КЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ.

2.1. Этапы развития методов управления проектами. Основные понятия о сущности проекта и теории управления проектом.

2.2. Анализ современной системы нормативного обеспечения жизненного цикла проекта.

2.3. Формализация подходов к разработке методов управления проектами строительства морских трубопроводов в сложных условиях.

2.4. Структуризация проектов строительства морских трубопроводов в сложных условиях.

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА МЕТОДОЛОГИИ УПРАВЛЕНИЯ РИСКОМ

ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ.

3.1. Принципы классификации рисков в проектах строительства объектов трубопроводного транспорта.

3.2. Основные методы оценки риска при разработке и реализации проектов строительства объектов трубопроводного транспорта.

3.3. Методика управления изменениями на основе оценки и управления риском.

3.4. Прогнозирование и оценка потенциальных изменений и рисков при строительстве глубоководных трубопроводов.

3.5. Оценка риска в процессе эксплуатации морского газопровода

ГЛАВА 4. ВЫРАБОТКА ОСНОВНЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ МИНИМИЗИРУЮЩИХ РИСКИ ПРИ УПРАВЛЕНИИ ПРОЕКТАМИ МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ.

4.1. Концепция построения геоинформационной базы системы управления проектами.

4.2. Формирование базы данных по результатам инженерных изысканий с применением ГИС.

4.3. Теоретическое обоснование методов защиты глубоководных трубопроводов от смятия.

4.4. Экспериментальное исследование несущей способности глубоководного трубопровода Россия-Турция.

4.5. Обоснование выбора толщины стенки глубоководных трубопроводов по результатам эксперимента.

4.6. Защита глубоководных трубопроводов от лавинного смятия

4.7. Устойчивость свободных пролетов подводных трубопроводов

ГЛАВА 5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ РАБОТ НА СТРОИТЕЛЬСТВЕ МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ.

5.1. Концепция развития российского трубоукладочного флота и технических средств для строительства морских трубопроводов

5.2. Разработка транспортных средств нового поколения.

5.3. Разработка новой конструкции земснарядов для работы в условиях полуострова Ямал.

5.4. Реализация предложенной концепции создания технических средств для строительства морских трубопроводов на примере морского участка газопровода Россия-Турция.

5.5. Комплексный экологический мониторинг строительства и эксплуатации подводных трубопроводов.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Управление проектами строительства морских газонефтепроводов"

В настоящее время Россия, обладающая богатейшими залежами углеводородов на шельфе, практически не имеет морской нефтегазодобывающей промышленности, в то время как удельный вес добычи морской нефти и газа в мире достигает 40 %.

Проблема освоения нефтегазовых ресурсов шельфа России имеет многолетнюю историю. В 1969 г. была сделана первая оценка прогнозных ресурсов углеводородов па шельфе бывшего СССР. Результаты показали его высокую перспективность для открытия крупных месторождений нефти и газа.

Значительное расширение геолого-разведочных работ началось с 1979г., когда в Мурманске были созданы необходимые производственные мощности, обеспечивающие разработку глубоких скважин в Баренцевом, Карском и Печорском морях.

Континентальный шельф России содержит в своих недрах колоссальные объемы нефти и газа. Около 90 % площади шельфа РФ являются перспективными для добычи углеводородного сырья, что составляет около 2/3 перспективной площади на суше. По оценке на 1999 г. извлекаемые запасы углеводородов шельфов морей России достигают 13,6 млрд. т по нефти и конденсату, и 52,3 трлн. М' по газу. Особая роль принадлежит Арктике, где сосредоточено до 70 % общих ресурсов шельфа России. К дальневосточным морям относится более 20 % общих извлекаемых ресурсов (из них около половины на о-ве Сахалин), менее 10 % - к южным морям (участки Азово-Черноморского и Каспийского бассейнов) и небольшой участок - на Балтике, около Калининграда.

На шельфе России выявлено около 40 нефтегазоносных бассейнов (НГБ), из которых в 12 уже доказано наличие углеводородов: Южно-Баренцевоморский, Печороморский, Южно-Карский НГБ - в Западной Арктике; Анадырский, Хатырский, Западно-Камчатский, Северо-Сахалинский, Южно-Сахалинский и Татарский НГБ - на Дальневосточном шельфе; Прикавказский НГБ — на Каспии; Южно-Азовский и Северо-Азовский НГБ - на Азовском море.

Одним из наиболее перспективных регионов с точки зрения добычи газа является п-ов Ямал с его крупнейшими месторождениями: Бованенковским, Харасавэйским и Крузенштерновским. Для транспорта газа, добываемого на Ямале, планируется строительство газотранспортной системы Ямал-Европа. При этом, как показал технико-экономический анализ, наиболее эффективными являются варианты трасс, пересекающих Байдарацкую и Обскую губу Карского моря.

Другим перспективным газоносным районом является акватория Западной Арктики, включая Баренцево, Карское и Печорское моря. Крупнейшим среди месторождений арктического шельфа является Штокмановское газо-конденсатное месторождение. Транспортировка газа этого месторождения возможна только по подводному газопроводу, при этом протяженность морского участка составляет около 550 км, а максимальная глубина воды достигает 350м.

В настоящее время актуальным является также вопрос освоения углеводородных месторождений Обской и Тазовской губ. В более далекой перспективе можно рассматривать освоение газоконденсатных месторождений шельфовой зоны Ямала (Русаковского и Ленинградского), Гыданского полуострова.

При эксплуатации морских месторождений одним из основных вопросов является выбор способа транспортировки добываемой продукции. Сегодня углеводороды транспортируют либо танкерами, либо по трубопроводам. Предпочтение, по ряду причин, отдается трубопроводам: морской трубопровод, в отличие от танкера, дает возможность бесперебойной поставки углеводородов к берегу независимо от погодных условий, а кроме того, аварии на судах более опасны, чем на трубопроводах.

В связи с этим уже сегодня основные объемы строительства магистральных трубопроводов в России в проектах переносятся с суши на море с формированием нового направления в строительной отрасли - сооружения морских трубопроводов. Оно должно обеспечить ввод в эксплуатацию качественно новых безопасных морских трубопроводных систем для бесперебойного снабжения потребителей нефтью, газом и газовым конденсатом с минимальными потерями и защитой исключающей загрязнение окружающей среды.

Все нефтегазоносные шельфы России находятся в замерзающих морях, что определяет особый подход к формированию новой отрасли трубопроводного строительства. На это особенно приходится обращать внимание, когда речь идет о создании крупнейшей морской транспортной системы углеводородов на шельфе арктических морей.

Основными стратегическими направлениями развития газовой промышленности России в настоящее время следует считать увеличение добычи газа за счет разработки новых месторождений и одновременное расширение экспортных поставок природного газа в Западную Европу и страны Азии.

В области экспортных поставок газа строительство морских газопроводов позволяет избежать уплаты пошлин за транзит газа по территории других государств, а также в ряде случаев существенно сократить протяженность трассы, минимизировать капитальные вложения в новые проекты.

Одним из таких проектов является проект «Северо-Европейский газопровод», предусматривающий строительство газопровода по дну Балтийского моря для поставок природного газа в Германию и страны Северной Европы.

Среди крупнейших транснациональных проектов уже осуществлено строительство морского газопровода Россия-Турция по проекту «Голубой поток». Уникальность данного объекта заключается, прежде всего, в чрезвычайно большой глубине Черного моря (2150 м). Аналогов строительства трубопроводов и. других инженерных сооружений на таких глубинах мировая практика еще не знала.

В этой связи именно сейчас чрезвычайно актуальными для нашей страны являются вопросы проектирования, сооружения и эксплуатации в экстремальных условиях морских трубопроводов. Решения каждого из этих вопросов, требующие качественно нового нестандартного творческого подхода, и составляют основное содержание данной работы.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Горяинов, Юрий Афанасьевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. На основании выполненных исследований, экспериментальных и практических разработок осуществлено теоретическое обобщение и решение крупной научной и практической проблемы, заключающейся в создании научных основ форимрования системы управления проектами по строительству морских трубопроводов с принципиально иными, в сравнении с сухопутными трубопроводами, структурой и длительностью жизненного цикла, конструктивными, техническими и технологическими решениями.

2. Разработана методология адекватной оценки и диверсификации всего комплекса проектных рисков в ходе реализации проекта и на этой основе формализована задача минимизации интегральных потерь, связанных с компенсацией последствий неблагоприятных изменений на всех стадиях жизненного цикла проекта.

3. Разработана система иерархически упорядоченных аналитических методов, комплекс формализованных математических моделей, методик и алгоритмов технологических расчетов, для формирования и реализации оптимальных технических, организационных и финансовых решений, обеспечивающих эффективное перемещение ресурсов в пространстве и времени.

4. Научно обоснована перспективная концепция развития новой для РФ отрасли - строительства морских трубопроводов и созданы новые технические средства для производства отдельных видов работ в процессе сооружения морских трубопроводов.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Горяинов, Юрий Афанасьевич, Москва

1. Айнбиндер А.Б., Камерштейн А.Г. Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость.- М.: Недра, 1982.- 341 с.

2. Березин B.JL, Бородавкии П.П., Шадрин О.Б. К определению собственной частоты колебаний подводных и надземных трубопроводов / Известия вузов, сер. Нефть и газ, 1971, № 1, с. 79-83.

3. Бородавкин П.П., Березин В.Л., Шадрин О.Б. Подводные трубопроводы.- М.: Недра, 1979.-415 с.

4. Бородавкин П.П., Синюков А.М. Прочность магистральных трубопроводов.-М.: Недра, 1984.-245 с.

5. Вольмир А.С. Устойчивость деформируемых систем. М.: Наука, 1967.-984 с.

6. ВН 39-1.9-005-98 Нормы проектирования и строительства морского газопровода / Ведомственные нормы - М: ИРЦ Газпром, 1998.- 32 с.

7. ВРД 39-1.10-017-2000 Сборник нормативно технических документов для газопровода Россия-Турция через акваторию черного моря (проект "Голубой поток"), т. 1, 2, М.: 000"ИРЦ Газпром", 2002.

8. В Турцию по дну моря / Резуненко В.И., Горяинов Ю.А., ван дер Хайген X., Веллинк Й., Кашунин К.А. / Потенциал, 1998, №2, с. 78-79.

9. Газопровод Россия Турция: исследование труб на смятие / Горяинов Ю.А., Резуненко В.И., Федоров А.С., Фейгин Б.Л./ Газовая промышленность, 1999, №8, с. 15-16.

10. Горяинов Ю.А. Газпром: не один, а два мега-проекта к 2000 году / Металлы Евразии, 1997, № 3, с.80-85.

11. Горяинов Ю.А., Саксаганский А.И., Губанова А.В. Реконструкция подводного перехода магистрального трубопровода / Транспорт и хранение нефтепродуктов №12, 2003, с. 5-8.

12. Горяинов Ю.А. Перспективные схемы обеспечения местными строительными материалами в условиях полуострова Ямал / Известия ВУЗ "Нефть и газ" №2,Тюмень, 2004, с. 78-81.

13. Горяинов Ю.А., Ревазов A.M. Классификация чрезвычайных ситуаций в проектах трубопроводного строительства / Известия ВУЗ "Нефть и газ" №3,Тюмень, 2004, с. 52-55.

14. Горяинов Ю.А. Управление проектами строительства морских трубопроводов. М.: Изд-во "Формула энергии", 2004.-411с.

15. Левин С.И. Подводные трубопроводы,- М.: Недра, 1970.- 288 с.

16. Мишина А.П., Проскуряков И.В. Высшая алгебра.- М.: Наука, 1965.- 211с.

17. Морские трубопроводы / Горяинов Ю.А., Федоров А.С., Васильев Г.Г., Шутов В.Е. и др., М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001.-131с.

18. Овчинников В.Ф., Смирнов Л.В. Динамические свойства трубопровода с движущейся жидкостью// Вопросы атомной науки и техники. Физика и технология ядерных реакторов, 1981, № 6/19, с. 6-16.

19. Окопный Ю.А., Радин В.П. Исследование напряженно-деформированного состояния подводного газопровода / Конструктивная надежность газопроводов.- М.: ВНИИГАЗ, 1992, с.53-62.

20. Окопный Ю.А., Радин В.П. Случайные колебания подводных трубопроводов при гидродинамических воздействиях / Надежность газопроводных конструкций.- М.: ВНИИГАЗ, 1990, с. 76-79.

21. Патент на изобретение № 2199626 / Ананенков А.Г., Березняков А.И., Горяинов Ю.А. и др. М., 2003г.

22. Патент на изобретение № 2199627 / Ананенков А.Г., Березняков А.И., Горяинов Ю.А. и др. М., 2003г.

23. Радин В.П., Окопный Ю.А., Саликов А.И. Применение метода конечных элементов для исследования подводного трубопровода / Вопросы надежности газопроводных конструкций.- М.: ВНИИГАЗ, 1993,с.61-70.

24. Радин В.П., Саликов А.И. О собственных частотах подземных и подводных трубопроводов с открытыми участками// Конструктивная надежность газопроводов.- М.: ВНИИГАЗ, 1992, с. 102-108.

25. Рябов В.М., Либов Ю.А., Щемилинина Г.А. Устойчивость труб глубоководных трубопроводов при укладке и нахождении на грунте / The Proceedings of the Second (1999) ISOPE European Offshore Mechanics Symposium: Pipelines.- Moscow, Russia, 1999, p.4-5.

26. Синюков A.M., Фейгин Б.Л. К расчету долговечности подвесных колонн подземных резервуаров / Известия вузов, сер. Нефть и газ, 1986, №6, с. 81-85.

27. Скугорова Л.П. Материалы для сооружения газонефтепроводов и хранилищ.- М.: Недра, 1975,320 с.

28. СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы / Строительные нормы и правила.- М: ЦИТП Госстроя, 1997.- 52 с.

29. Сооружение подводных переходов газонефтепроводов методом наклонно-направленного бурения / Горяинов Ю.А., Кинцлер Ю.Э., Васильев Г.Г. и др. М.: Изд-во "Лори", 2003.-288с.

30. Тартаковский А.Г. Строительная механика трубопровода.- М.: Недра, 1967.312 с.

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

32. Управление проектами трубопроводного строительства / Горяинов Ю.А., Васильев Г.Г., Ревазов A.M. и др. Под общ.ред. Горяинова Ю.А. М.: Изд-во "Лори", 2001.-315с.

33. Устойчивость свободных пролетов глубоководных трубопроводов / Горяинов Ю.А., Федоров А.С., Фейгин Б.Л., Харионовский В.В. / The Proceeding of the Second (1999) ISOPE European Offshore Mechanics Symposium: Pipelines. Moscow, Russia, 1999, p. 53-55.

34. Феодосьев В.И. Избранные задачи и вопросы по сопротивлению материалов.- М.: Наука, 1967.- 376 с.

35. Феодосьев В.И. О колебаниях и устойчивости трубы при протекании через нее жидкости / Инженерный сборник, 1951, т. X, с. 169-170.

36. Феодосьев В.И. Сопротивление материалов.- М.: Наука, ГИФМЛ, 1979.-560с.

37. Форсайт Дж., Малькольм М., Моулер К. Машинные методы математических вычислений.-М.: Мир, 1980.-279 с.

38. Харионовский В.В., Окопный Ю.А., Радин В.П. Исследование устойчивости подводных переходов газопровода, имеющих размытые участки / Проблемы надежности газопроводных конструкций.- М.: ВНИИГАЗ, 1991,с.94-99.

39. Штерн Л.М. Об устойчивости центральной эксплуатационной колонны подземного хранилища нефтепродуктов в отложениях каменной соли / Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 1978, №6, с. 10-12.

40. Anand N.M., Torum A. Free span vibration of submarine pipelines in steady flow and waves// Separated Flow Around Marine Structures. Proceedings of the International Symposium. Trondheim, June 26-28, 1985.~Trondheim, 1985, рЛ 55-199.

41. Andrew C. Palmer, Roger A. King. Subsea pipeline engineering. Penn Well Books, 2004, 570 p.

42. Anjinsen K.A. Review of free spanning pipelines/ Proceedings of the 5th International Offshore and Polar Engineering Conference. The Hague, June 11-16,1995, vol.2.- Golden (Colo), 1995, p.129-133.

43. Beckmann M.M., Hale J.R., Lamison C.W. Spanning can be prevented, corrected in deep water/ Oil and Gas Journal, 1991, vol. 89, №51, p.84-89.

44. Berti A. Deep water pipeline design: a general review/ Proceedings of the 11th World Petroleum Congress. London, 1984, vol. 3- Chichester e.a., 1984,p.323-332.

45. Berti A., Benedigi G. Deep line engineering fine-tuned by Transmed/ Pipeline and Gas Journal, 1983, vol.210, № 4, p.46,49,51,53.

46. Celant M., Re G., Venzi S. Fatigue analysis for submarine pipelines/ Proceedings of the 14th Annual Offshore Technology Conference, Houston, Tex., May 3-6, 1982, vol.2.- Dallas, Tex., 1982, p.37-50.

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

48. Corbishley T.Y. Pipeline free spans design and operational consideration/ International Society of Underwater Technology, 1983, vol. 9, № 1, p. 14-19.

49. Cui H., Tani J. Effect of boundary condition on the stability of a pipe conveying fluid/ Transactions of the JSME, 1994, vol.60, № 570, p.462-466.

50. De Winter P.E. A method of analysis for collapse of submarine pipelines//

51. Proceedings of the Third International Conference. Cambridge, Mass. 2-5 August 1982, vol.2.-Washington e.a., 1983, p. 169-186.

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

53. Gas Transmission and Distribution Piping Systems. ASME Code for Pressure Piping. ASME B31.8-1995. An American National Standard. The American Society of Mechanical Engineers, 1995, 177 p.

54. Gellin S. The plastic buckling of long cylindrical shells under pure bending/ International Journal of Solids and Structures, 1980, vol.16, No 5, p. 397-407.

55. Hoskins E.G. Sub-sea pipeline free span vibration analysis/ Institute of Petrol, 1982, № 13.-69 p.

56. Jensen J.J., Petersen P.T. Collapse of long Elastic-Plastic Pipes Subjected to Combined Loads/ Technical University of Denmark, 1984, Report DCAMM No 287.

57. Johns Т.О., McConnell D.P. Pipeline design resist buckling in deep water// Oil and Gas Journal, 1984, vol.82, № 30, p.62-65.

58. Johns Т.О., McConnell D.P. Research program yields preliminary design method for pipelines in 1000-3000 ft of water/ Oil and Gas Journal, 1984, vol.82, № 32, p.59-62.

59. Johns T.G., McConnell D.P. Response and Stability of Elastoplastic Circular Pipes Under Combined Bending end External Pressure/ Proceedings of the 11th Pipeline Technology Conference.- Houston, Texas, 1983.

60. Ju G.-T., Kyriakides S. Bifurcation buckling versus limit load instabilities of elastic-plastic tubes under bending and external pressure/ Proceedings of the 9th International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering.

61. ASME, New York, 1990, vol.5, p. 35-45.

62. Kershenbaum N.Y., Harrison G.E. Seabed irregularity in subsea pipelineiLspanning/ Proceedings of the 5 International Offshore and Polar Engineering Conference. The Hague, June 11-16, 1995, vol.2. Golden (Colo), 1995, p.8-14.

63. Kyriakides S., Babcock C.D., Elyada D. Initiation of propagating buckles from local pipeline damages/ Transactions of the ASME. Journal of Energy Resources Technology, 1984, vol.106, № l,p.79-87.

64. Kyriakides S., Corona E., Madhavan R., Babcock C.D. Pipe Collapse Under Combined Pressure, Bending, and Tension Loads/ Proceedings of the Offshore Technology Conference, 1989.- OTC Paper No. 6104.

65. Matteelli R., Mazzoli A. Intervention requirements for deepwater pipe lines//Pipe Line Industry, 1982, vol.57, № 4, p.39-40,42.

66. Matteelli R., Mazzoli A. Intervention requirements for deepwater pipe lines/ Pipe Line Industry, 1982, vol.57, № 5, p.91-92.

67. Meng Z., Li X., Yang M., Wang Z., Yang S., Zhang H. Dynamic load analysis of underwater pipeline/ Proceedings of the International Symposium on Structural and Technical Pipeline Engineering. Beijing, April 15-20, 1992.-Beijing, 1992, p.201-208.

68. Мое G., Hansen H.S., Overvik T. Effect of internal overpressure on free spanning pipelines/ Ocean Engineering, 1986, vol.13, № 2, p. 195-207.

69. Murphey C.E., Langner C.G. Ultimate Pipe Strength Under Bending, Collapse, and Fatigue/ Proceedings of the Offshore Mechanics and Arctic Engineering Conference, 1985.

70. Reddy B.D. An experimental study of the plastic buckling of circular cylinders in pure bending/ International Journal of Solids and Structures, 1979,vol. 15, No 9, p. 669-682.

71. Rules for Submarine Pipeline Systems. Det Norske Veritas, 1981, 88 p.

72. Rules for Submarine Pipeline Systems. Det Norske Veritas, 1996,128 p.

73. Special design approaches for deepwater pipe lines/ Pipeline Industry, 1983, vol.59, № 1, p.35-36.

74. Specification for Line Pipe. API Specification 5L. Forty-first edition, April 1, 1995.-American Petroleum Institute, 1995, 119 p.

75. Stark P.R, McKeehan D.S. Hydrostatic Collapse Research of the Oman-India Gas Pipeline/ Proceedings of the Offshore Technology Conference, OTC Paper No. 7705, 1995.

76. Steel W.J.M., Spence J. The buckling of sub-sea pipelines/ Development of Thin-Walled Structures, vol.2.-London, New York, 1984, p. 131-171.

77. Tarn C.K.W., Croll G.A. An improvement of the propagation buckle performance of subsea pipelines/ Thin-Walled Structures, 1986, vol.4, № 6, p. 423448.

78. Wagner D.A., Murff J.D., Brennodden H., Sveggen O. Pipe-soil interaction model/ Journal of Waterway, Port, Coastal and Ocean Engineering, 1989, vol. 115, №2,p.205-220.

79. Xiang Z., Tang Y., Li C., Li X. Dynamic analysis of underwater pipelines/ Proceedings of the International Symposium on Structural and Technical Pipeline Engineering. Beijing, April 15-20, 1992.-Beijing, 1992, p. 192-199.

80. Y. Goriainov. Construction of "Blue Stream" Gas Transportation System// The Proceeding of the VII Annual International Conference "Natural Gas: Trade and Investment Opportunities in Russia and the CIS", 1998, p. 115-118.

81. Yen M.K., Kyriakides S. Collapse of deepwater pipelines/ Transactions of the ASME. Journal of Energy Resources Technology, 1988, vol.110, № 1, p.1-11.

82. Yun H.D., Kyriakides S. Buckling of pipelines in seismic environment/ Proceedings of the 3rd US National Conference on Earthquake Engineering Charleston, S.C., August 24-28, 1986, vol.3.- El Cerrito, Calif, 1986, p. 21792189.

83. Yun H.D., Kyriakides S. On the beam and shell models of buckling of buried pipelines/ Soil Dynamics and Earthquake Engineering, 1990, vol.9, №4,p.179-193.