WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

 

УДК 622.692.4

На правах рукописи

Дудников юрий владимирович

научные основы проектирования

и обеспечения безопасности

сложных участков линейной части

магистральных нефтепроводов

Специальности: 25.00.19 – Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ;

05.26.03 – Пожарная и промышленная безопасность

(нефтегазовый комплекс)

автореферат

диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

Уфа  2012

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии
«Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»).

Научный консультант

- доктор технических наук, профессор

Азметов Хасан Ахметзиевич

Официальные оппоненты:

- Бакиев Ахмет Вахитович,

доктор технических наук, профессор,
Академия наук Республики Башкортостан,

академик-секретарь Отделения наук о земле
и природных ресурсов

- Мустафин Фаниль Мухаметович,

доктор технических наук, профессор,
Уфимский государственный нефтяной
технический университет,
заведующий кафедрой «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

Ларионов Валерий Иванович,

доктор технических наук, профессор,
ООО «Центр исследований экстремальных
ситуаций», первый заместитель

генерального директора

Ведущая организация

- Открытое акционерное общество

«Институт «Нефтегазпроект»

Защита состоится ________ 2012 г. в ____ часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») по адресу: 450055, Республика Башкортостан, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан _______2012 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук, профессор                 Худякова Лариса Петровна

Общая характеристика работы

Актуальность работы

Магистральные нефтепроводы (МН) образуют важное звено в системе топливо-энергетического  комплекса страны. Основными требованиями, предъявляемыми к магистральным нефтепроводам, являются высокая надежность, безопасность и эффективность эксплуатации. Указанные показатели зависят от качества проектирования, строительства и эксплуатации.

Достижения науки и техники в сфере трубопроводного транспорта и использование их на производстве позволили достичь определенных положительных показателей по обеспечению безопасной и эффективной эксплуатации магистральных нефтепроводов. Существенно уменьшились отказы МН из-за потери металла труб коррозионного происхождения и дефектов геометрии труб. Однако не снижаются отказы с разрывами труб из-за действия высоких механических напряжений и выходом нефти в окружающую среду, которые создают большую опасность сохранности оборудования и сооружений самого нефтепровода, близлежащих объектов и природной среды.

В последние годы сооружаются МН с более жесткими режимами эксплуатации на территориях с повышенным взаимным влиянием окружающей среды и объектов магистральных нефтепроводов и суровыми климатическими условиями. Кроме того, оказывают воздействие антропогенная деятельность и изменения ситуации в местах прокладки действующих подземных трубопроводов.

Указанные условия приводят к увеличению нагрузок и воздействий на сооружения МН и необходимости совершенствования методов проектирования с обеспечением снижений уровня напряжений в трубопроводе и ущерба от возможных его повреждений. Таким образом, проблема дальнейшего совершенствования методов проектирования, обеспечения надежности и безопасности с учетом необходимости развития сетей МН является весьма актуальной.

С точки зрения обеспечения надежности наиболее сложными и требующими решения являются переходы трубопроводов через водные преграды и автомобильные дороги, а также участки изменения направления трассы трубопровода. Необходимость снижения ущерба от возможных повреждений нефтепроводов требует разработки высокоэффективного метода, существенно уменьшающего указанное негативное влияние и ущерб при возможных авариях.

Методологической основой решения проблем обеспечения надежности и безопасности магистральных нефтепроводов являются работы ведущих специалистов отраслевых институтов (ИПТЭР, ВНИИСТ, Гипротрубопровод), академических институтов (ИМАШ РАН им. А.А. Благонравова, ИМЕТ РАН  им. А.А. Байкова), лабораторий и кафедр высших учебных заведений (УГНТУ, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), Центра технической диагностики «Диаскан», специалистов АК «Транснефть», других научных центров страны.

Аналитической основой решения задач по расчету на прочность труб и безопасности МН являются методы механики деформируемых систем и обеспечения их надежности, развитые Лякишевым Н.П., Махутовым Н.А., Москвитиным Г.В., Морозовым Е.М., Стекловым О.И., Зайнуллиным Р.С., Ясиным Э.М. и другими учеными.

Решению проблемы развития системы магистральных нефтепроводов на основе обеспечения их безопасности, создания современных методов расчета и проектирования посвящены работы ведущих ученых: Абдуллина И.Г. Абдуллина Р.С., Азметова Х.А., Березина В.Л., Бородавкина П.П., Быкова Л.И., Гумерова А.Г., Гумерова Р.С., Гумерова К.М., Иванцова О.М., Идрисова Р.Х., Коробкова Г.Е., Кузеева И.Р., Ларионова В.А., Лисанова М.В., Малюшина Н.А., Мустафина Ф.М., Нугаева Р.Я., Пашкова Ю.И., Печеркина А.С., Притулы В.В., Самойлова Б.В., Султанова М.Х., Сущева С.П., Фокина М.Ф., Халимова А.Г., Халлыева Н.Х., Шаммазова А.М., Ямалеева К.М. и др.

Основные научные исследования по диссертационной работе выполнены в рамках реализации подпрограммы «Безопасность населения и народнохозяйственных объектов с учетом риска возникновения природных и техногенных катастроф» (подпрограмма «Безопасность»), входящей в состав Федеральной целевой научно-технической программы «Исследования и разработки по приоритетным правлениям развития науки и техники гражданского назначения», а также Межгосударственной научно-технической программы «Высоконадежный трубопроводный транспорт», утвержденной правительствами Российской Федерации и Украины в 1993 г.

Цель работы - обеспечение безопасности магистральных неф-тепроводов на основе совершенствования методов проектирования линейной части магистральных нефтепроводов.

Для решения поставленной цели сформулированы следующие основные задачи:

  • анализ методов и средств обеспечения безопасности магистральных нефтепроводов;
  • совершенствование методов расчета на прочность и устойчивость подводного трубопровода и обеспечения его безопасности с учетом его эксплуатационных нагрузок и воздействий и продольного профиля;
  • определение безопасных параметров заглубления подводного трубопровода;
  • разработка методов обеспечения безопасности подземных трубопроводов на участках изменения направления трассы нефтепровода;
  • совершенствование методов расчета на прочность подземного трубопровода на участке действия наземной нагрузки;
  • разработка методов обеспечения безопасности МН за счет эффективного использования линейной запорной арматуры.

Методы решения поставленных задач

При решении задач использовались современные методы и принципы теории упругости, механики грунтов и математической статистики. Разработанные методы расчета на прочность и устойчивость трубопроводов, обеспечения их безопасности за счет эффективного использования запорной арматуры базируются на достижениях в области проектирования, строительства и технической эксплуатации трубопроводных систем.

Научная новизна результатов работы

  1. Разработан усовершенствованный метод расчета на прочность и устойчивость проектного положения подводного трубопровода, основанный на учете продольного профиля подводного перехода и продольных сжимающих и растягивающих усилий в трубопроводе, определяемых исходя из условий и технологий укладки в траншею, эксплуатационных нагрузок и воздействий. Выявлены закономерности изменения необходимой пригрузки для обеспечения устойчивости трубопровода и напряжений в нем в зависимости от продольных усилий и профиля подводного перехода.
  2. Определены научно обоснованные безопасные параметры заглубления подводного трубопровода путем рационального размещения пригрузов и с учетом обеспечения прочности трубопровода в условиях действия нагрузок, возникающих при заглублении трубопровода.
  3. Разработан метод обеспечения безопасности эксплуатации подземного трубопровода на участках изменения направления трассы нефтепровода путем научно обоснованного конструктивного решения при строительстве участка трубопровода и рационального размещения средств его закрепления.
  4. Получены аналитические зависимости напряжений в подземном трубопроводе от характеристик наземных нагрузок с учетом параметров сооружения и эксплуатации, разработан научно обоснованный метод прочностных расчетов и проектирования подземных трубопроводов на участках действия наземных нагрузок, обеспечивающие их безопасность.

5. Впервые разработан метод обеспечения безопасности линейной части магистрального нефтепровода в аварийных ситуациях, основанный на повышении эффективности использования запорной арматуры. С целью повышения эффективности использования запорной арматуры предложено определить оптимальное количество запорной арматуры с одновременным определением оптимальных координат ее размещения на основе минимизации суммарных затрат из-за повреждений труб и арматуры, а также затрат на приобретение и эксплуатацию арматуры. На уровне изобретения разработан способ определения герметичности запорной арматуры нефтепровода, позволяющий упростить и повысить точность определения герметичности запорной арматуры и эффективность ее использования.

На защиту выносятся:

  • методы расчета напряжений и необходимого веса пригрузов под-водного трубопровода с учетом эксплуатационных нагрузок и профиля подводного перехода;
  • безопасные параметры заглубления и рациональные схемы размещения пригрузов для обеспечения заглубления на необходимую глубину;
  • метод расчета напряжений и рациональные технические решения  по выбору конструкции углов поворота трубопроводов в горизонтальной плоскости;
  • усовершенствованные методы расчета напряжений и обоснованные конструктивные решения прокладки участков подземных трубопроводов, находящихся под действием наземных нагрузок;
  • метод обеспечения безопасности линейной части магистральных нефтепроводов за счет эффективного использования запорной арматуры.

Практическая ценность результатов работы

  1. Разработанный усовершенствованный метод расчета на прочность и устойчивость проектного положения подводного трубопровода позволяет определить максимальные напряжения и вычислить необходимое значение пригруза, обеспечивающие прочность и устойчивость подводного трубопровода.
  2. Определение безопасных параметров заглубления подводного трубопровода дает возможность разработать рациональную схему размещения пригрузов для заглубления на необходимую глубину с учетом особенности изменения высотных отметок продольного профиля подводного перехода и требований безопасного выполнения работ.
  3. Разработанный метод обеспечения безопасности эксплуатации подземного трубопровода на участках изменения направления трассы МН позволит определить максимальные напряжения, выбрать рациональные решения, обеспечивающие безопасную эксплуатацию путем снижения напряжений до нормативного уровня.
  4. Разработанный метод прочностных расчетов и проектирования подземных трубопроводов на участках действия наземных нагрузок позволяет обоснованно принять конструктивные решения прокладки трубопроводов и защитные технические решения, снизить напряжения до нормативного уровня и обеспечить безопасность трубопровода.
  5. Разработанный метод по обеспечению безопасности линейной части магистральных нефтепроводов в аварийных ситуациях за счет эффективного использования запорной арматуры позволяет снизить суммарные затраты на сооружение, обслуживание, плановый и аварийный ремонты линейной части (ЛЧ) МН, повысить точность определения герметичности затвора арматуры на месте ее установки.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты работы докладывались на: научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках VI Российского энергетического форума (г. Уфа, 2006 г.); научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках VII Конгресса нефтегазопромышленников России (г. Уфа, 2007 г.); научно-практической конференции «Государственная политика в области охраны окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов» в рамках Экологического форума и XV специализированной выставки «УралЭкология. НефтеХимИндустрия – 2010» (г. Уфа, 2010 г.); научно-практической конференции «Государственная политика в сфере охраны окружающей среды» в рамках Международного Экологического Форума и XVI специализированной выставки «УралЭкология. Промышленная безопасность – 2011» (г. Уфа, 2011 г.); XI Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках XI Российского энергетического форума (г. Уфа, 2011 г.); научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазового форума и XX Юбилейной международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2012» (г. Уфа, 2012 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 51 научном труде, в том числе в 2 монографиях и 18 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки  РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 256 наименований, 4 приложений. Работа изложена на 357 страницах машинописного текста, содержит 94 рисунка, 25 таблиц.

Автор благодарен д.т.н., профессору Азметову Х.А. за многолетнюю совместную творческую работу в области проектирования и эксплуатации трубопроводов; д.т.н., профессору, академику АН РБ Гумерову А.Г. и д.т.н., профессору Султанову М.Х. за помощь в работе; д.т.н., член-корр. АН РБ Нугаеву Р.Я. за консультации в области безопасности промышленных объектов; коллегам ГУП «ИПТЭР» за сотрудничество.

КРАТКОЕ содержание работы

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

В первой главе выполнен анализ методов проектирования и рассмотрены основные направления обеспечения безопасности магистральных нефтепроводов.

Обеспечение безопасности работы МН предполагает постоянное поддержание трубопровода и оборудования в работоспособном состоянии. Работоспособное состояние трубопровода и оборудования при эксплуатации в значительной степени зависит от уровня напряженно-деформированного состояния в них. Повреждение трубопроводов и оборудования инициируется высокими напряжениями. Снижение напряжений позволяет повысить ресурс трубопроводов, оборудования и магистрального нефтепровода в целом. Вместе с тем развитие сети МН связано с сооружением нефтепроводов в сложных топографических, геологических и климатических условиях. Магистральные нефтепроводы пересекают множество естественных и искусственных препятствий. Многие реки подвержены деформациям русла и берегов на участках пересечения с нефтепроводами. В современных МН в связи с необходимостью повышения производительности перекачки устанавливаются достаточно жесткие режимы работы. Кроме того, увеличение сети подземных трубопроводов на участках действия наземных нагрузок в результате антро­погенной деятельности и изменения ситуации в местах их прокладки привело к существенным изменениям условий их работы и к росту уровня напряженно-деформированного состояния.

Указанные факторы, если не принять соответствующих мер, приводят к снижению надежности и безопасности МН, а иногда к авариям с потерей герметичности нефтепровода. Учитывая реальные условия работы МН с целью обеспечения их безопасности при эксплуатации необходимы исследования напряженно-деформированного состояния и безопасности наиболее сложных участков трубопроводов - на участках переходов через реки, действия наземных нагрузок и изменения направления трассы. На основе исследований напряженно-деформированного состояния трубопровода требуются научно-обоснованные технические решения, позволяющие снизить высокие напряжения до нормативного уровня. В условиях деформации русел и берегов рек на участках пересечения с нефтепроводами происходят их размыв и провисание трубопроводов. Провисания трубопроводов из условия обеспечения прочности недопустимы и должны быть устранены. Одним из эффективных методов устранения провисания является заглубление трубопровода. В связи с этим необходимо решить задачи по оценке возможности заглубления и выбору параметров заглубления, обеспечивающих безопасность процесса заглубления и дальнейшее устойчивое положение подводного трубопровода при эксплуатации.

Провисание подводного трубопровода может появиться не только из-за деформации русел рек. В случае выбора интенсивности пригруза, не в полной мере учитывающего особенности пересеченности продольного профиля подводного перехода, а также знака и значения продольного усилия, действующего в  подводном трубопроводе, в процессе эксплуатации трубопровод меняет свое проектное положение с появлением его провиса. В связи с этим требуются анализ и совершенствование методов расчета подводных трубопроводов на устойчивость, учитывающих пересеченность продольного профиля перехода, знак и значение продольного усилия.

На участках изменения направления трассы нефтепроводов, особенно сооруженных в слабонесущих грунтах при отрицательной температуре под действием продольных сжимающих усилий, происходят продольные и поперечные перемещения (прогиб) трубопровода. В связи с этим возникают значительные напряжения изгиба и суммарные продольные напряжения, которые могут превысить нормативные. Требуются оценка напряженного состояния указанных участков трубопровода и разработка технических решений, обеспечивающих безопасность МН.

В результате антропогенной деятельности и изменения ситуации в местах прокладки ряда подземных нефтепроводов произошли существенные изменения условий их работы и повышения уровня напряженно-деформированного состояния трубопроводов на пересечениях с автомобильными дорогами.

Требуется оценка прочности подземного трубопровода с учетом действия не учтенных при проектировании наземных нагрузок. Причем, действующие строительные нормы и правила не содержат расчетных формул для проверки прочности при действии возможных наземных нагрузок и с учетом их особенностей.

Исходя из отечественного и мирового опыта можно заключить, что полностью исключить аварии МН с потерей герметичности не удается. Эксплуатация МН показывает, что за­порная арматура, размещенная на линейной части МН, существенно влияет в чрезвычайных аварийных ситуациях на безопасность путем ограничения объема выхода нефти из полости нефте­провода в окружающую среду через аварийный разрыв. Анализ показал, что возможно существенное повышение эффективности использования запорной арматуры, установленной на ЛЧ МН. Для достижения поставленной цели необходимо обеспечить постоянную герметичность затворов запорной арматуры на основе совершенствования способа оперативного определения их герметичности. С учетом существенного влияния функционирования запорной арматуры на безопасность МН и достаточно больших затрат, связанных с ее приобретением и эксплуатацией, следует найти оптимальные решения по установке запорной арматуры на линейной части магистрального нефтепровода.

В результате проведенного анализа определены основные направления исследований для развития научных основ проектирования и обеспечения безопасности сложных участков линейной части магистральных нефтепроводов.

Вторая глава посвящена исследованию влияния эксплуатационных нагрузок и пересеченности продольного профиля траншеи на параметры пригрузки подводного перехода трубопровода магистральных нефтепроводов. Анализ аварий и повреждений отечественных и зарубежных подводных переходов показывает, что достаточно часто причины отказов и нарушение безопасности подводных трубопроводов связаны с несоответствием интенсивности и схемы балластировки условиям их прокладки и эксплуатации.

На величину балластировки существенно влияет характер продольного профиля дна траншеи. Пересеченность профиля подводного перехода предопределяет применение неравномерной балластировки. Кроме того, возникновение в процессе сооружения и эксплуатации в трубопроводе продольных сжимающих или растягивающих усилий вызывает необходимость их учета при выборе схемы и величины балластировки.

Для решения задачи использовано дифференциальное уравнение четвертого порядка изгиба трубопровода с учетом действия продольного усилия и веса трубопровода с продуктом и  пригрузом, а также выталкивающей силы воды. В результате решения задачи определены необходимый вес пригрузов и схема их размещения на подводном трубопроводе, при которых будет обеспечено прилегание трубопровода ко дну траншеи по всей протяженности подводного перехода. Кроме того, определены максимальные изгибающие моменты и продольное усилие в трубопроводе для проверки обеспечения его прочности и безопасности эксплуатации. Рассмотрены наиболее характерные рельефы дна траншей подводного перехода трубопровода, в которых влияние эксплуатационных нагрузок на балластировку более существенно, как это показывает практика и отмечается в известных работах.

Проведено исследование симметричной схемы изгиба, при которой высотные отметки краев изогнутого участка равны между собой и наибольший прогиб находится посередине изогнутого участка трубопровода (рисунок 1).

Рисунок 1 – Расчетная схема изгиба подводного нефтепровода

по рельефу дна траншеи (симметричная схема)

Под действием распределенного усилия q трубопровод прогибается с наибольшим необходимым прогибом . В результате исследований установлено, что для обеспечения прилегания нефтепровода ко дну подводной траншеи суммарный вес трубопровода с продуктом и пригрузом с учетом выталкивающей силы воды должен иметь значение не менее

                               ,                                                (1)

где – половина протяженности изогнутого участка трубопровода; Е – модуль упругости металла трубы; J – момент инерции поперечного сечения трубы; – безразмерный параметр, определяемый при действии в трубопроводе продольных растягивающих усилий N по формуле

                                       .                                        (2)

В формуле (2) безразмерный параметр а = , где N – продольное усилие, действующее в трубопроводе, определяемое с учетом продольных усилий, возникающих при укладке трубопровода через водную преграду и изгибе по рельефу дна траншеи, а также продольных усилий, возникающих от эксплуатационных нагрузок и воздействий (рабочего давления и температурного перепада). Для условий действия продольных сжимающих усилий и равенства нулю этого усилия получены также расчетные формулы для определения необходимого q.

Получена аналитическая зависимость изгибающих моментов в сечениях наибольшего прогиба трубопровода и по краям изогнутого участка от параметров укладки трубопровода и продольного усилия в виде

                                       .                                                        (3)

В формуле (3) безразмерный параметр изгибающего момента ω определяется по полученным нами аналитическим выражениям. В условиях действия в трубопроводе продольного растягивающего усилия в сечении наибольшего прогиба и в сечениях по краям изогнутого участка трубопровода

                               ;                                                (4)

                               .                                                (5)

Получены аналогичные расчетные формулы также для случая, когда продольное усилие в трубопроводе на изогнутом участке сжимающее и равно нулю.

Как видно из полученных нами формул (1) и (3), закономерности изменений необходимого суммарного веса и максимальных изгибающих моментов , действующих в трубопроводе  при изменениях протяженности , продольного усилия , могут быть установлены на основе анализа безразмерных параметров , и . На рисунке 2 представлены графические зависимости , и от параметра . Для конкретного трубопровода (при постоянном ) с заданной протяженностью изгиба изменение показывает соответствующее изменение продольного усилия . Звисимость между и показывает, что при постоянных значениях , и увеличение продольного растягивающего усилия приводит к повышению параметра , т.е. к повышению необходимого веса пригруза данного трубопровода. Расчеты показали, с увеличением продольного сжимающего усилия происходят увеличения и и снижение .

Рисунок 2 – Графические зависимости

параметров (а), (б), (в) от
для симметричной расчетной схемы
при действии продольных

растягивающих усилий в трубопроводе

На рисунке 3 даны графические зависимости необходимого веса трубопровода 720 10 мм с продуктом и пригрузом с учетом выталкивающей силы воды от продольного растягивающего усилия N и отношения . Для расчетов принято м. Как видно из графиков, увеличения и приводят к существенному росту необходимого , который обеспечит прилегание трубопровода ко дну траншеи по всей протяженности.

В целом, полезность полученных аналитических выражений заключается в том, что они устанавливают количественную зависимость необходимого значения от влияющих на него факторов, таких как наибольшая величина прогиба, протяженность изогнутого участка, геометрические характеристики трубопровода, эксплуатационные нагрузки и воздействия.

Рисунок 3 – Графические зависимости от растягивающих (а)

и отношения (б) для трубопровода 720 10 мм

На рисунке 4 представлены зависимости напряжений изгиба в сечении наибольшего прогиба и опорных сечениях по краям изогнутого участка от и продольного растягивающего усилия N при различных и = 50 м в трубопроводе 720 х 10 мм. Как видно из графиков рисунка 4, увеличение продольного усилия связано с ростом напряжений и со снижением напряжений . Расчеты показали, что увеличение приводит к росту напряжений и .

  - ;  -

Рисунок 4 – Графические зависимости

напряжений и от растягивающих

при различных отношениях

для трубопровода   720 10 мм

Проведено исследование варианта, представленного на рисунке 5, где имеет место локальное изменение высотного положения трубопровода. В результате исследований установлены необходимые значения q и параметров, определяющих напряженное  состояние  трубопровода. Необходимое значение для обес-

Рисунок 5 – Расчетная схема изгиба участка подводного трубопровода

по рельефу дна траншеи, имеющего локальный уклон

в одну сторону

печения прилегания трубопровода к дну траншеи определяется по (1), где при действии в трубопроводе продольных растягивающих усилий

                               .                                (6)

Изгибающий момент в сечении по краю изогнутого участка определяется по (3), где безразмерный параметр изгибающего момента при растягивающих продольных усилиях

                                       .                                        (7)

Аналогичные зависимости получены для условий действия продольных сжимающих усилий и продольного усилия, равного нулю.

На рисунке 6 даны графические зависимости параметров и от параметра при растягивающих N. Как видно из представленных графиков, увеличение параметра приводит к росту и снижению .

Рисунок 6 – Графические зависимости параметров (а), (б) от

при действии продольных растягивающих усилий

в трубопроводе

Проведено исследование пригрузки трубопровода при более сложном рельефе дна траншеи (рисунок 7). Граничные сечения изгибаемого участка имеют равные высотные отметки, а максимальный прогиб трубопровода в соответствии с рельефом дна траншеи находится ближе к одному из концов изгибаемого участка. В исследуемом варианте сложного рельефа дна траншеи рациональная схема интенсивности пригруза не будет одинаковой на всем изогнутом участке трубопровода. Задача состоит  в том,  чтобы  профиль упругого изгиба трубопровода

­

Рисунок 7 – Расчетная схема изгиба трубопровода при несимметричном рельефе дна траншеи

на участке под действием усилий и , а также продольного усилия совпал с заданным профилем дна траншеи. Заданными параметрами профиля дна траншеи являются протяженности и , а также максимальное углубление , где - координаты сечения, где прогиб трубопровода максимальный. В результате решения установлены аналитические зависимости между протяженностями и с для заданных значений , и , где с  - протяженность дополнительно пригруженного участка.

Получены аналитические выражения для определения необходимых минимальных значений и в зависимости от протяженностей , и с, а также от знака и значений продольного усилия N. Получены расчетные формулы для определения изгибающих моментов в сечениях наибольшего прогиба и по краям изогнутого участка трубопровода.

На рисунке 8 даны графические зависимости между параметрами и при различных и в условиях действия продольного растягивающего усилия, где характеризуют с и . Анализ графиков и выполненных нами расчетов показывает, что с увеличением от 0 до происходит снижение . При дальнейшем увеличении происходит увеличение . При и параметр . С увеличением параметр уменьшается.

Рисунок 8 – Графические зависимости между параметрами и

при различных и в условиях действия продольных

растягивающих усилий

Полученные в данной главе аналитические зависимости позволяют разработать методику выбора интенсивности и схемы балластировки и расчета на прочность подводного перехода трубопровода, обеспечивающие его безопасную эксплуатацию. Для определения величины нормативной интенсивности, равномерной по длине балластировки (вес на воздухе), получено выражение

                                       ,                               (8)

где - коэффициент надежности по нагрузке; - коэффициент надежности устойчивости положения трубопровода против всплытия; - расчетная нагрузка от массы трубы и веса продукта, находящегося в полости трубы, на воздухе; - расчетная выталкивающая сила воды, действующая на балластированный трубопровод. Значение определяется по расчетным формулам, полученным в результате наших исследований. Нормативная балластировка на участке с для расчетной схемы по рисунку 7 определяется по (8), принимая взамен значение (+).

Проверка прочности трубопровода производится в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85* и использованием полученных нами расчетных формул.

Третья глава посвящена исследованию напряженно-деформированного состояния и безопасности подводного перехода нефтепровода при его заглублении. Заглубление проводится из-за оголения и провисания трубопровода, причинами которых являются ошибки проектирования и строительства, деформации русла рек. Заглубление трубопровода связано с необходимостью изменений рельефа дна траншеи и положения трубопровода в вертикальной плоскости на определенном участке. Результатом этих изменений могут быть увеличения напряжений изгиба и суммарных продольных напряжений в трубопроводе. С целью обеспечения безопасности нефтепровода суммарные продольные напряжения не должны превышать нормативные как в процессе заглубления, так и в новом, заглубленном на необходимую глубину, положении. В связи с этим нами проведено исследование напряженно-деформированного состояния трубопровода для обоих указанных случаев. На уровень напряжений влияют наличие и знак продольного усилия, а также особенности рельефа заглубляемого участка. Исследования проведены для возможных вариантов по продольному усилию и рельефу заглубляемого участка. В результате исследования получены обоснованные безопасные параметры заглубления и необходимая величина пригруза, обеспечивающие прогиб трубопровода на необходимую величину и по заданному рельефу дна траншеи.

В результате исследований напряженно-деформированного состояния трубопровода в процессе заглубления получены аналитические зависимости, позволяющие оценить уровень напряжений в трубопроводе и его прогиб. На рисунке 9 из-за симметрии относительно сечения наибольшего прогиба представлена одна сторона расчетного участка от оси симметрии.

Рисунок 9 – Расчетная схема трубопровода в процессе его заглубления

Для определения наибольшего прогиба трубопровода получено выражение в виде

                                       ,                                                (9)

где - вес трубопровода с продуктом и пригрузом с учетом выталкивающей силы воды на участке протяженностью , где грунт удален из-под трубопровода (подкопанный участок).

Изгибающий момент имеет максимальные значения в сечении наибольшего прогиба и в сечениях по краям подкопанного участка, и расчетная формула для его определения имеет вид (3).

Безразмерные параметры наибольшего прогиба и максимального изгибающего момента ω зависят от знака продольного усилия N, действующего в трубопроводе, и определяются по полученным нами формулам. Так, например, при действии продольных сжимающих усилий:

                       ;         (10)

параметр ω в сечении наибольшего прогиба:

                               ;               (11)

в сечениях по краям подкопанного участка:

                                       ,                               (12)

где ; характеризует протяженность ; параметр А2 определяется в зависимости от а2.

При заглублении начальное продольное усилие Nо, действующее в трубопроводе, изменяется до равновесного N. В зависимости от значения и знака начального усилия Nо и глубины заглубления усилие N может быть сжимающим, растягивающим или равным нулю. В работе представлены условия реализации указанных вариантов по знаку N и порядок определения значений и знаков Nо.

Значение N определяется из выражения

                                               ,                               (13)

где а1 - безразмерный параметр, определяемый в зависимости от Nо, геометрических характеристик трубопровода и параметров заглубления и . Аналитические зависимости для определения а1 в зависимости от знака N различны. Так, например, при сжимающем N для определения а1 получена зависимость

                                (14)

где - безразмерные  параметры, определяемые соответственно в зависимости от начального продольного усилия, геометрических характеристик трубопровода, наибольшего прогиба прилегающего изогнутого участка трубопровода с протяженностью и для вычисления которых получены расчетные формулы.

Аналитические выражения для определения наибольшего прогиба и максимальных изгибающих моментов получены также при равенстве нулю продольного усилия в трубопроводе и действии растягивающего N.

Полученные аналитические выражения позволяют определять максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85* в зависимости от параметров заглубления и принять указанные параметры как обеспечивающие безопасное заглубление.

На рисунке 10 даны зависимости максимальных суммарных продольных напряжений в сечении наибольшего прогиба трубопровода 529 х 9 мм от положительного температурного перепада Δt при равенстве нулю продольного усилия в трубопроводе при его укладке. Металл трубы 17 Г1С с пределом текучести = 366,0 МПа.

1 - = 0,5, = 12,5 м;  2 - = 0,6667, = 12,5 м;

3 - = 0,5, = 10,0 м;  4 - = 0,6667, = 10,0 м;

289,5 МПа – предельное проектное напряжение (СНиП 2.05.06-85*)

Рисунок 10 – Графические зависимости
суммарных продольных напряжений

в трубопроводе 529 9 мм от положительного температурного перепада при = 3,0 кгс/см
и различных и

На рисунке 11 представлены зависимости напряжений изгиба и и наибольшего прогиба трубопровода 720 х 10 мм от протяженности при N = 0, = 5,0 кгс/см для различных  q1/q2.

        - ;  - 

Рисунок 11 – Графические зависимости напряжений и (а), прогиба (б) трубопровода 720 10 мм от протяженности
при , = 5,0 кгс/см и различных q1/q2.

Исследования показали, что увеличение продольного сжимающего усилия N приводит к росту прогиба трубопровода и напряжений изгиба. При этом снижается необходимый вес q1 для обеспечения зафиксированного наибольшего прогиба. Увеличение продольного растягивающего усилия связано со снижением прогиба, напряжений изгиба и увеличением q1 при заданном прогибе.

Проведено исследование напряженно-деформированного состояния трубопровода, заглубленного на заданную величину (рисунок 12). Рассмотрены условия, когда продольное усилие N на изогнутом участке сжимающее, растягивающее и равно нулю.

Рисунок 12 – Расчетная схема трубопровода при его прогибе

на заданную величину заглубления ν3

По результатам исследований получено аналитическое выражение для определения максимального изгибающего момента в виде (3), который возникает в сечении опирания трубопровода на край подкопанного участка. Безразмерный параметр изгибающего момента при N растягивающем

                       ,                                (15)

где А1 – безразмерный параметр, определяемый в зависимости от а1.

Для определения продольного усилия получена расчетная формула в виде

                                       ,                                        (16)

где - вычисляется в зависимости от начального усилия Nо, параметров заглубления и .

Полученные аналитические зависимости позволяют определить необходимый вес трубопровода с продуктом и пригрузом с учетом выталкивающей силы воды q1 при заданных значениях наибольшего прогиба ν3 и протяженности заглубляемого участка в условиях обеспечения прочности и устойчивости трубопровода.

Анализ показал, что общие закономерности зависимостей между параметрами заглубления (наибольший прогиб трубопровода и протяженность заглубления), исходными данными (характеристики трубопровода, эксплуатационные нагрузки и воздействия), необходимым весом трубопровода с продуктом и пригрузом, напряжениями в трубопроводе имеют такой же характер, как это изложено выше в начале данной главы.

Проведены исследования напряженно-деформированного состояния и получены аналитические зависимости наибольшего прогиба трубопровода для случаев, когда глубина подкопа на участке заглубления меняется и высотные отметки краев подкопа имеют разные значения. Рассмотрены начальный процесс заглубления, когда наибольший прогиб меньше ν3, и заглубление на заданный прогиб ν3 в условиях действия продольного усилия разных знаков, а также при продольном усилии, равном нулю.

Полученные в результате исследований продольное усилие, действующее на заглубленном участке, и максимальные изгибающие моменты позволяют оценить прочность и безопасность подводного трубопровода.

Трубопроводы при пересечении небольших рек в русловой части имеют начальное (проектное) упругое искривление. Проведено исследование влияния начального искривления на параметры заглубления и напряженно-деформированное состояние трубопровода. В результате исследований получены аналитические зависимости необходимого пригруза трубопровода от наибольшего его прогиба, а также продольного усилия и максимальных напряжений изгиба от параметров заглубления. Указанные зависимости представлены в работе. Проведен анализ напряженно-деформированного состояния трубопроводов различных диаметров в условиях изменений протяженности заглубления и пригруза q1. В качестве примера на рисунке 13 представлены графические зависимости максимальных продольных напряжений и наибольшего прогиба от протяженности заглубленного участка при различных значениях веса q1 трубопровода 720 х 10 мм в процессе заглубления (рисунок 1) при минимальном радиусе упругого изгиба  ρ = 720 м и q2 = 5,0 кгс/см.

- -

Рисунок 13 – Графические зависимости напряжений (а) и максимального

прогиба (б) трубопровода 720 10 мм, имеющего начальный  упругий изгиб от протяженности подкопа при растягивающих

На основе проведенных исследований и анализа опыта работ сформулированы основные требования к заглублению подводных переходов трубопроводов. Заглубление подводных трубопроводов требует проведения специальных подготовительных работ. До начала работ необходимо проведение оценки технического состояния заглубляемого участка трубопровода и, если потре­буется, выполнение ремонтно-восстановительных работ. При этом особое внимание следует уделять поперечным монтажным сварным стенкам, т.к. процесс заглубления связан с изменением, в основном с увеличением, продольных напряжений в трубопроводе. Суммарные продольные напряжения не должны превышать предельные значения с учетом фактического технического состояния трубопровода. Кроме того следует учесть, что заглубление всего подводного трубопровода без врезки катушки возможно только при равенстве длин трубопровода на заглубляемом участке до заглубления L0 и после заглубления L3. Данное условие может быть выполнено путем устранения искривлений продольной оси трубопровода, включая участки, прилегающие к переходу, которое имело место до его заглубления. В работе предлагается порядок определения L0 и L3 путем измерений на месте заглубления трубопровода и расчетов. Если L0 < L3, то практически невозможно осуществлять заглубление трубопровода с соблюдением условий его прочности без врезки катушки в трубопровод необходимой длины. Необходимая длина катушки определяется как разность длин L3 и L0 и с учетом возможных суммарных продольных перемещений обоих концов трубопровода после его вырезки из-за наличия продольного усилия в нем. Обязательной также является проверка возможности прогиба трубопровода на необходимую величину заглубления под действием собственного веса трубопровода с продуктом и пригрузом с учетом выталкивающей силы воды.

Полученные нами в данной главе зависимости между наибольшим про­гибом трубопровода и пригрузом на конкретно рассмотренном участке позволяют найти при заданном значении прогиба необ­ходимый вес пригруза с учетом обеспечения прочности и безопасности трубопровода. При этом величина нормативной интенсивности балластировки на заглубленных участках для анализа напряженно-деформированного состояния определяется по рекомендациям, изложенным во второй главе с учетом необходимого веса пригруза, определенного в данной главе.

Четвертая глава посвящена обеспечению безопасности МН на участках изменения направления трассы или при обходе каких-либо препятствий, населенных пунктов. Повороты трубопровода на указанных участках конструктивно выполняются упругим изгибом труб и гнутыми отводами. Под действием эксплуатационных нагрузок на поворотах происходят продольно-поперечные перемещения трубопровода с появлением значительных продольных напряжений, в ряде случаев превышающих нормативные. Предварительные расчеты и анализ экспериментальных исследований по определению характера и значений поперечных перемещений (прогиба) углов поворота подземных трубопроводов при действии продольных сжимающих усилий показали, что поперечные перемещения для реальных условий незначительны, а напряжения изгиба при этом достигают значительных величин. Наибольший прогиб (прогиб вершины угла поворота) сопоставим с расстоянием по горизонтали между стенками траншеи и трубопровода. По этому прогибу трубопровода оказывает влияние  грунт засыпки нарушенной структуры.

В результате исследований получены аналитические зависимости, характеризующие напряженно-деформированное состояние трубопровода от нагрузок и воздействий, свойств грунта, конструкции углов поворота. Так, например, для углов поворота, конструктивно выполненных упругим изгибом трубопровода, для определения максимального изгибающего момента и наибольшего прогиба νo  получены следующие формулы

                                               ;                                         (17)

                                               ,                                         (18)

где ρ – минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода; q = коDw+q1; w = 1,0 и имеет размерность длины; в – параметр, характеризующий увеличение радиуса упругого изгиба оси трубопровода с удалением от сечения, где этот радиус минимален и равен ρ, имеет размерность, обратную длине; q1 – усилие трения трубопровода единичной длины по грунту при его поперечном горизонтальном перемещении; М и – безразмерные параметры, определяемые в зависимости от продольного усилия в трубопроводе, конструкции угла поворота, и для их определения получены расчетные формулы.

Продольное усилие N определяется из выражения

                                               ,                                         (19)

где   определяется в зависимости от начального усилия Nо, параметров конструкции угла поворота.

Аналитические выражения (17) – (19) показывают, что закономерности изменений максимального изгибающего момента М, наибольшего прогиба o и продольного усилия N в зависимости от исходных данных (эксплуатационных нагрузок, выражаемых через No, минимального радиуса упругого изгиба ρ) могут быть анализированы путем исследования параметров , и .

На рисунке 14 представлены графические зависимости параметров продольного усилия α, максимального прогиба и наибольшего прогиба от а при к = 1,0 и различных , где - характеризует радиус ρ, а к =, где , - наружный диаметр трубопровода. Как видно из графиков, увеличение параметра а приводит к росту α, и . Установлено, что с увеличением начального усилия параметр а монотонно возрастает. В связи с этим представленные графические зависимости показывают закономерности изменения максимального изгибающего момента, наибольшего прогиба трубопровода и продольного усилия на изогнутом участке с изменением начального продольного сжимающего усилия, возникающего от действия эксплуатационных нагрузок при различных радиусах упругого изгиба трубопровода на углах поворота. Полученные аналитические зависимости позволяют определить суммарные максимальные продольные напряжения и проверить прочность трубопровода в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85*.

Рисунок 14 – Графические зависимости параметров (а), (б) и (в) от а

Оценка напряженного состояния трубопроводов на углах поворота показала, что в реальных условиях эксплуатации напряжения в трубопроводе достигают значительных величин. В связи с этим проведено исследование напряженного состояния трубопровода в условиях его закрепления на углах поворота опорными плитами при различных конструктивных выполнениях угла поворота.

Установлено, что размещение опорных плит симметрично относительно вершины угла поворота и продольной оси трубопровода позволяет существенно снизить напряжения в трубопроводе. Выявлено, что имеются рациональные геометрические характеристики опорных плит, при которых достигается максимально возможное снижение напряжений. Исследования показали, что рациональная протяженность опорной плиты вдоль продольной оси трубопровода с одной стороны от угла поворота ср ( - половина длины изогнутого участка трубопровода), а рациональная высота опорной плиты . Так, например, по результатам расчета при выполнении угла поворота гнутыми отводами для трубопровода с наружным диаметром 1020 мм имеем Нр = 170 см для данного трубопровода, проложенного в супесчаном грунте при угле поворота 12°, положительном температурном перепаде Δt = 50 °С; ко = 0,5 кгс/см3 общая рациональная протяженность (справа и слева от вершины угла поворота) закрепляемого участка трубопровода составляет 15,6 м. Указанная протяженность с увеличением положительного температурного перепада, угла поворота и уменьшением коэффициента кo грунта будет увеличиваться.

Полученные теоретические результаты исследований по снижению уровня напряжений закреплением трубопровода на углах поворота нашли подтверждение в экспериментальных исследованиях углов поворота трубопроводов, проведенных в ГУП «ИПТЭР». Сравнение полученных теоретических результатов с результатами экспериментальных работ показали, что принятые положения и теоретические зависимости адекватно отображают физическую сущность напряженно-деформированного состояния подземного трубопровода на углах поворота.

Пятая глава посвящена совершенствованию методов расчета на прочность и обеспечения безопасности нефтепроводов на участках действия наземных нагрузок.

Под действием наземной нагрузки в зоне ее влияния происходит изгиб подземного трубопровода, что приводит к появлению в стенке труб напряжений изгиба, в ряде случаев превышающих нормативные значения (рисунок 15).

Рисунок 15 Изгиб подземного трубопровода под действием

наземной нагрузки

В результате анализа характера изменения усилия на трубопровод вдоль его продольной оси установлено, что изменение усилия может быть выражено показательной функцией. Нами определены вид и параметры этой показательной функции, удобные для использования при исследовании напряженно-деформированного состояния трубопровода и достаточно точно описывающие зависимость усилия на трубопровод от параметров наземной нагрузки, глубины заложения и диаметра трубопровода.

Трубопровод рассматривается как достаточно длинная гибкая балка, находящаяся под действием вертикального усилия от наземной нагрузки, изменяющихся с ростом перемещений продольного усилия и усилия отпора грунтового основания. В зависимости от значений начального продольного усилия и прогиба трубопровода продольное усилие N на изогнутом участке может быть растягивающим, сжимающим и равным нулю. Проведены исследования всех этих возможных вариантов. Следует отметить, что в зависимости от знака продольного усилия N (растягивающего или сжимающего) расчетные формулы будут различны. По результатам решения задачи получено аналитическое выражение для максимального изгибающего момента М в виде

                                               ,                                         (20)

где – максимальное значение распределенного усилия, возникающего в результате действия наземной нагрузки и действующего на единицу длины трубопровода; – безразмерный параметр изгибающего момента, определяемый в зависимости от нагрузок, действующих на трубопровод, геометрических характеристик трубопровода и свойств грунта; а – параметр, определяемый в зависимости от глубины заложения трубопровода и параметров наземной нагрузки и имеющий размерность, обратную длине. Для определения значений и а при сосредоточенной и полосовой наземных нагрузках в работе представлены расчетные формулы.

По результатам решения задач получены формулы для определения параметра . Так, например, для случая действия продольных сжимающих усилий                                 ,                         (21)

где , к – безразмерные параметры соответственно продольного усилия на изогнутом участке и сопротивления грунтового основания поперечным перемещениям трубопровода, определяемые по полученным нами формулам.

Получены также расчетные формулы для определения наибольшего прогиба ν и его безразмерного параметра .

В работе зависимости между параметрами , к, и представлены в виде графиков. Один из графиков представлен на рисунке 16.

Рисунок 16 – Зависимости между

параметрами ω и к при различных α

и действии суммарных продольных сжимающих усилий

Анализ показал, что на напряжения и прогиб трубопровода при конкретно заданной наземной нагрузке существенное влияние оказывает коэффициент пропорциональности к0 при сжатии грунтового основания под трубопроводом. На уровень напряжения и прогиба трубопровода влияет также продольное усилие. Расчеты показали, что напряжения изгиба от действия наземных нагрузок значительно повышают уровень суммарных продольных напряжений, в ряде случаев превышающих нормативные. Такие случаи наиболее характерны для трубопроводов, уложенных в слабонесущих грунтах.

В результате определено, что на вогнутых участках рельефа местности под действием наземной нагрузки на проездах через подземные трубопроводы происходит повышенный прогиб трубопровода по сравнению с прямолинейными участками. Проведена оценка напряженно-деформированного состояния упруго-искривленных вогнутых участков подземных трубопроводов, находящихся под действием наземных нагрузок. Получены аналитические зависимости для определения наибольших изгибающего момента и прогиба трубопровода. Параметры и для каждого варианта определяются по своим формулам в зависимости от радиуса начального упругого изгиба и параметров α и к. Анализ показал, что наличие начальной кривизны приводит к увеличению параметров , , напряжений и прогиба трубопровода по сравнению с прямолинейными участками. Напряжения изгиба от действия наземной нагрузки на криволинейных участках при нормативных значениях в ряде случаев достигают 50 МПа и более. При этом влияние начальной кривизны на уровень напряженно-деформированного состояния трубопровода зависит от значений продольного усилия N и сопротивления грунтового основания прогибу трубопровода, равного . В случае больших значений сопротивления грунтового основания прогибу трубопровода наличие начальной кривизны повышает напряжения и прогиб в меньшей степени, чем в слабонесущих грунтах, а наличие продольных растягивающих усилий уменьшает влияние начальной кривизны на напряжения и прогиб. Наличие же продольных сжимающих усилий на изогнутом участке приводит к росту влияния начальной кривизны на напряжения и прогиб трубопровода.

Представляет интерес рассмотрение напряженно-деформированного состояния подземного трубопровода при малой глубине его заложения. В работе рассмотрены действия наземных сосредоточенной и полосовой нагрузок при возможных вариантах по продольным усилиям. В результате получены аналитические зависимости напряжений изгиба и прогиба трубопровода от наземных нагрузок для прямолинейных участков и участков с начальным упругим изгибом трубопровода.

Наибольшие напряжения и прогиб трубопровода при малой глубине его заложения и действии сосредоточенной наземной нагрузки возникают в сечении приложения наземной нагрузки. При действии наземной полосовой нагрузки в зависимости от силы сопротивления грунтового основания перемещениям трубопровода, ширины полосовой наземной нагрузки по продольной оси трубопровода и геометрических характеристик трубопровода наибольшие напряжения и прогиб трубопровода могут быть в любом сечении, в том числе в середине загруженного участка трубопровода. Нами определены координаты сечения трубопровода, в которых возникают наибольшие напряжения и прогиб.

Проведена оценка напряженно-деформированного состояния трубопроводов больших диаметров с отношением толщины стенки к радиусу менее 1/30 под действием равномерно распределенного на определенном участке внешнего давления, возникающего от действия наземной нагрузки. Получены аналитические зависимости наибольшего прогиба стенки трубы, продольных напряжений и эквивалентных напряжений, учитывающих продольные и кольцевые напряжения, от параметров наземной нагрузки и геометрических характеристик труб. Эти зависимости позволяют обоснованно разрабатывать практические мероприятия по защите подземных трубопроводов больших диаметров на участках действия наземной нагрузки.

Проведен анализ уровня напряжений в трубопроводах различных диаметров при действии на них усилий разного уровня от наземных нагрузок. На рисунке 17 в качестве примера представлен характер изменений напряжений изгиба в трубопроводах 325 х 9 мм и 529 х 9 мм при изменении коэффициента пропорциональности к0, глубине заложения Нв = 80 см и действии сосредоточенной наземной нагрузки различной величины (до 5,0 т).

Расчеты показали, что увеличение значений наземной нагрузки на переходах через автомобильные дороги приводит к прямо пропорциональному росту напряжений изгиба и значительному росту суммарных продольных напряжений. Увеличение значений начального продольного растягивающего усилия (при отрицательном температурном перепаде) приводит к снижению напряжений изгиба, что следует объяснить сдерживающим действием растягивающих продольных усилий прогибу трубопровода. Увеличение значений начального продольного сжимающего усилия приводит к росту напряжений изгиба. К росту напряжений изгиба и прогиба трубопровода под действием наземной нагрузки приводит также уменьшение радиуса упругого изгиба трубопровода по рельефу местности при его сооружении.

На основе расчетов по полученным нами формулам и анализа их результатов установлено количественное влияние исходных данных и принимаемых мер на уровень напряжений в трубопроводе. Так, например, в среднем увеличение глубины заложения от 60 до 80 см снижает напряжение в 1,2 раза, а увеличение глубины заложения от 100 до 120 см приводит к уменьшению напряжений в 1,1 раза.

  – 325 9 мм; – 5299 мм;

1 – q0 = 15 ;  2 – q0 = 10 ; 

3 – q0 = 7,5 ;  4 – q0 = 5

Рисунок 17 – Зависимости напряжений изгиба σи от коэффициента

пропорциональности к0

Эффективным мероприятием для снижения напряжений изгиба является размещение наземных нагрузок на несущих плитах с получением при этом полосовой наземной нагрузки взамен сосредоточенной. Так, например, размещение тяжелого оборудования или механизма на несущих плитах размерами 3 х 3 м позволяет снизить напряжения изгиба в трубопроводе в 1,4 раза и более. Можно также отметить, что трубопроводы малых диаметров более чувствительны к действию наземных нагрузок в части их прогиба.

Разработанная методика расчета на прочность и проектирования подземных трубопроводов на участках влияния наземных нагрузок позволила оценить их прочность и исследовать влияние параметров прокладки, наземных нагрузок и условий эксплуатации на их прочность. Установление влияния указанных параметров на прочность подземного трубопровода позволяет принимать такие конструктивные решения на участках действия наземных нагрузок, при которых напряжения не превысят нормативные значения.

Шестая глава посвящена обеспечению безопасности магистральных нефтепроводов в аварийных ситуациях за счет эффективного использования запорной арматуры, установленной на линейной части МН. Основное функциональное значение линейной запорной арматуры - ограничение объема выхода перекачиваемого продукта из полости трубопровода в окружающую среду через аварийный разрыв. Эффективность использования запорной арматуры достигается установкой оптимального количества и оптимальной расстановкой арматуры на линейной части МН, а также обеспечением ее надежного функционирования. В работе решена задача определения оптимального количества запорной арматуры с одновременным определением оптимальных координат ее размещения и разработана усовершенствованная технология испытания герметичности затвора арматуры, позволяющая обеспечивать безопасную эксплуатацию магистрального нефтепровода.

Расчет координат размещения запорной арматуры должен исходить из назначения арматуры и эффективности ее применения. Каждая точка трассы магистрального нефтепровода характеризуется величиной потенциального объема выхода нефти, которая определяет опасность последствий повреждения трубопровода. Вместе с тем оперативный сбор разлившейся нефти существенно снижает ущерб и затраты. Дальнейшее решение проблемы оптимального размещения линейной запорной арматуры получило свое развитие с учетом того, что при равных объемах выхода нефти в окружающую среду степень опасности и размеры ущерба будут различны в зависимости от характеристик окружающей среды в месте аварии. Для определенных участков магистральных нефтепроводов возникающие опасность и размеры ущерба при возможных авариях неприемлемо высокие и требуют принятия решений.

Одним из направлений решения этой задачи является выбор количества запорной арматуры, устанавливаемой на участках, в зависимости от возможного ущерба при авариях. Нами сформулированы особенности задачи и дан метод ее решения.

Так, например, увеличение количества запорной арматуры приведет к росту затрат на ее приобретение, монтаж и эксплуатацию. Кроме того, запорная арматура и узлы ее установки на трубопроводе могут сами являться причиной аварии. Окружающая среда, природно-климатические и грунтовые условия существенно влияют на интенсивность повреждений трубопроводов. Это влияние необходимо учесть при решении проблем обеспечения безопасности магистральных нефтепроводов. Нами при решении задачи учитывается и этот фактор. В связи с указанными положениями при решении задачи оптимального размещения запорной арматуры приходится учитывать затраты на приобретение, монтаж и эксплуатацию запорной арматуры и их узлов и затраты, связанные с возможными авариями и повреждениями арматуры и непосредственно самой трубы за расчетный срок эксплуатации МН. Кроме того, с целью повышения точности расчетов следует расчетный участок магистрального нефтепровода делить на секции, где показатели надежности и удельных затрат (ущерба) постоянны.

В результате исследований установлено, что суммарные затраты ЗN при расстановке на расчетном участке ЛЧ магистрального нефтепровода N запорной арматуры записываются в виде

                                       ЗN = ЗТ + ЗА,                                         (22)

где ЗТ - затраты из-за возможных повреждений трубопровода, руб.; ЗА - затраты на приобретение запорной арматуры, монтаж арматурных узлов на ЛЧ МН, эксплуатацию арматуры и затраты из-за возможных повреждений арматуры, руб.

При определении затрат из-за возможных повреждений учитываются возможная неравномерность показателей надежности и ущерба от загрязнения окружающей среде по трассе ЛЧ МН.

Среднее значение массы выхода нефти в окружающую среду в i-ой секции МTi и значение массы выхода нефти при повреждении j-ой запорной арматуры MЗj  определяются на основе длин опорожняемых участков. Продолжительность простоя МН из-за повреждения труб и арматуры определяются с учетом длин опорожняемых участков и на основе анализа опыта аварийного ремонта МН.

В работе представлен порядок определения МTi и MЗj с учетом высотных отметок продольного профиля нефтепровода и размещенной на нем запорной арматуры.

Рассматривая характер изменения затрат на приобретение запорной арматуры, монтаж арматурных узлов на магистральном нефтепроводе и эксплуатацию арматуры, затрат из-за возможных повреждений груб и запорной арматуры, можно заключить, что количество и координаты расстановки запорной арматуры на линейной части магистральных нефтепроводов будут оптимальными в том случае, когда сумма затрат 3N, определяемая по (22), будет минимальной, т.е.

                               N = Nonm при min SN.                                 (23)

Аналитическую формулировку задачи определения оптимального количества запорной арматуры с одновременным определением оптимальных координат ее размещения можно предоставить в следующем виде:

                               min SN = min [ЗТ(N) + ЗА(N)],                         (24)

где ЗТ(N) и ЗА(N) - затраты ЗТ и ЗА при N запорной арматуре.

Для решения задачи составлена компьютерная программа, определяющая оптимальное размещение запорной арматуры по условию минимума суммарных затрат. Поиск решения производится методом локальной оптимизации. Проведены расчеты по составленной программе.

Рассмотрим один из расчетов оптимального расположения запорной арматуры на участке протяженностью 100 км линейной части магистрального нефтепровода 1020 х 10 мм. Нефтепровод проложен в среднепересеченной местности. Для расчета исходные данные взяты  из анализа фактических данных. Так, например, удельный ущерб от загрязнения окружающей среды на расчетном  участке имеет различные значения и минимальное значение  Снi = 0,75 млн руб./т. Интенсивность повреждения труб на всем расчетном участке равна 0,00015 . На рисунке 18 представлены зависимости за расчетный срок эксплуатации МН затрат ЗТ, ЗА и суммарных затрат ЗN от количества оптимально расставленной запорной арматуры на расчетном участке. Критерием оптимальной расстановки запорной арматуры является минимум суммарных затрат для каждой конкретно взятой единицы арматуры. Для построения графических зависимостей на рисунке 18, а принята интенсивность повреждения арматуры, равная 0,002 1/год, с выходом нефти в окружающую среду; на  рисунке 18, б – та же интенсивность, равная 0,0005 1/год.

Рисунок 18 - Графические зависимости затрат ЗN, ЗА и ЗТ

от количества запорной арматуры , установленной

на участке линейной части магистрального

нефтепровода   1020 10 мм протяженностью 100 км

Расчеты показали, что для принятых исходных данных имеется оптимальное количество арматуры Nопт, при котором суммарные затраты 3N минимальны. Оптимальные координаты расстановки оптимального количества арматуры для варианта, представленного на рисунке 18, а: = 37,3 км; = 81,0 км; = 92,2 км и на рисунке 18, б: = 36,0 км; = 48,1 км; = 78,1 км; -  93,0 км. Здесь - расстояние от начала расчетного участка до точки размещения  j-oй арматуры.

Анализ закономерностей изменения затрат 3N, 3А и ЗT от влияющих на них параметров показал, что увеличение стоимости затрат на обслуживание и ремонт запорной арматуры, интенсивности повреждений арматуры, уменьшение удельного ущерба от загрязнения окружающей среды и на ее восстановление приводят к снижению оптимального количест­ва запорной арматуры, расставленной на ЛЧ МН с обеспечением минималь­ного значения суммарных затрат 3N, т.е. расставленной оптимально. Расчеты показали, что расстановка арматуры с равными расстояниями между ними является неоптимальной и приводит к повышению затрат 3N. Например, для вариантов, представленных на рисунке 18, такое повышение  3N  составляет до 1,3  раза (или на 65,7 млн руб.). Представляет интерес влияние коэффициента сбора нефти kсб на сум­марные затраты 3N. Анализ показал, что обеспечение максимально возможно­го сбора нефти позволяет существенно снизить затраты 3N. Так, например, для рассматриваемого нефтепровода увеличение kсб от 0,75 до 0,95 снижает суммарные затраты 3N до 5,0 раз, что составляет до 600,0 млн руб. Повышение интенсивности повреждений труб λТi и арматуры λЗi приводит к увеличению суммарных затрат SN. Так, например, для рассмотренного нефтепровода повышение λТi от 0,00015 до 0,0006 (1/год⋅км) при установке трех арматур затраты SN  увеличиваются в 3,4 раза, что составляет порядка 500,0 млн руб. Снижение надежности труб приводит к увеличению оптимального количества запорной арматуры Nопт.

Обеспечение герметичности затвора запорной арматуры в положении «закрыто», установленной на ли­нейной части магистральных нефтепроводов, имеет исключительно важное значение в решении проблемы обеспечения безопасности МН. По разным причинам в ходе эксплуатации затвор запорной арматуры теряет герметичность, т.е. те­ряет способность выполнять свою функцию. В связи с этим требуется периодически проверять герметичность затвора арматуры. Возможности контроля герметичности за­порной арматуры на специальных стендах путем их временного демонтажа из мест установки весьма ограничены из-за их сложности и больших затрат. Другие известные способы не обеспечивают необходимой точности. Нами на уровне изобретения разработан способ определения герметичности затвора запорной арматуры на месте его установки. В предлагаемом способе на участке нефтепровода создается давление по ступенчатой диаграмме, ограниченное запорной арматурой, производятся измерения времени выравнивания давлений в нефтепроводе, а также объема закачки нефти в трубопровод при заданном повышении давления в нем.

Нами получено аналитическое выражение для вычисления объема утечки через неплотности затвора i-ой арматуры за измеренный промежуток времени, включающее измеренный объем и давление закачки нефти в трубопровод на протяжении всего участка нефтепровода. В связи с этим объемы утечки через неплотности затвора вычисляются достаточно точно. Кроме того, с целью повышения точности учитывались факторы, влияющие на точность определения герметичности затвора арматуры. Опыт эксплуатации запорной арматуры, установленной на линейной части МН, показывает, что герметичность затворов запорной арматуры в положении «закрыто» зависит от величины перепада (разности) давлений в соседних секциях Δр, ограниченных арматурой. Имеются случаи, когда герметичность затворов достигается при больших Δр. С уменьшением разности Δр герметичность нарушается. С целью проверки работоспособности запорной арматуры в ситуациях, аналогичных аварийным, с потерей герметичности трубопровода перепад Δр следует выбрать таким, каким он будет в условиях остановки перекачки и разрыва стенки трубопровода.

При определении герметичности запорной арматуры образованием ступенчатой диаграммы давления объемы утечек, т.е. результаты испытания, зависят от свойства рабочего агента. Нефть, особенно добываемая на разных месторождениях, существенно отличается по влияющим на результаты испытаний свойствам: плотности и вязкости. В связи с этим в качестве рабочего агента при испытании на герметичность запорных арматур следует использовать перекачиваемый по магистральному трубопроводу продукт.

Возможные разрывы труб в общем случае могут быть в любой точке магистрального нефтепровода. В связи с этим при разрыве труб движение нефти в нефтепроводе в сечении установки арматуры может быть справа налево и слева направо. Имеются случаи, когда запорная арматура обеспечивает необходимую герметичность только в одном направлении движения жидкости. С целью проверки герметичности арматур во всех возможных случаях разработанный нами способ испытания запорных арматур содержит приемы, обеспечивающие возможность истечения жидкости через неплотности затвора слева направо и справа налево.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основании результатов анализа условий сооружения и эксплуатации магистральных нефтепроводов показана необходимость дальнейшего развития научных основ их проектирования и обеспечения безопасности. Выявлено, что в последние годы сооружаются магистральные нефтепроводы с более жесткими режимами эксплуатации на территориях с повышенным взаимным влиянием окружающей среды и объектов МН и суровыми климатическими условиями.  Оказывают влияние антропогенная деятельность и изменения ситуации в местах прокладки подземных действующих трубопроводов. Указанные условия приводят к повышению нагрузок и воздействий на сооружения магистрального нефтепровода, снижению их надежности и необходимости исследования напряженно-деформированного состояния наиболее нагруженных участков линейной части МН и разработки мероприятий по снижению напряжений и обеспечению безопасности. Необходимость снижения негативного влияния МН на окружающую среду в чрезвычайных аварийных ситуациях и ущерба при этом требует разработки высокоэффективного метода, существенно уменьшающего указанное негативное влияние и ущерб при возможных авариях.

2. Разработан метод расчета на прочность и устойчивость подводного перехода трубопровода и обеспечения его безопасности, основанный на учете знака и значений продольного усилия в трубопроводе и пересеченности продольного профиля перехода, и выявлены закономерности изменения напряжений и необходимого пригруза для обеспечения устойчивости трубопровода в зависимости  от эксплуатационных нагрузок, воздействий и конструкции перехода.

Получены аналитические зависимости интенсивности пригруза и максимальных суммарных продольных напряжений в трубопроводе от про­тяженности изгибаемого участка  по профилю перехода и наибольшего прогиба для различных наи­более распространенных форм продольного профиля подводного перехода трубопровода. Аналитические зависимости получены для случаев действия в трубопроводе продольного сжимающего и растягивающего усилий и для случая, когда это усилие равно нулю. Установлены количественное и качественное влияния значений и знака продольных усилий в трубопроводе на интенсивность балластировки подводного трубопровода, при этом наличие продольных сжимающих усилий приво­дит к снижению необходимой интенсивности балластировки, а наличие про­дольных растягивающих усилий - к увеличению необходимой интенсивности балла­стировки трубопровода. Определены рациональная схема и интенсивность балластировки подводного трубопровода, обеспечивающие его устойчивость, прочность и безопасность при эксплуатации и позволяющие снизить затраты на балластировку.

Разработана методика выбора балластировки и расчета на прочность подводного перехода трубопровода на основе полученных в результате исследований аналитических зависимостей.

3. Определены безопасные параметры заглубления подводного трубопровода, основанные на учете заданных параметров заглубления, геометрических характеристик трубопровода и продольного усилия в нем. Выявлены закономерности изменения напряжений в трубопроводе и необходимого веса пригруза для обеспечения заданных параметров заглубления от геометрических характеристик трубопровода, знака и значений продольного усилия, наибольшего прогиба и протяженности заглубляемого участка. Определены условия, при которых возможно заглубление трубопровода без врезки в трубопровод участка трубы и когда необходима такая врезка, учитывающие прочность трубопровода и достаточность протяженности заглубляемого трубопровода в новом заглубленном положении.

4. Разработан метод обеспечения безопасности подземных трубопроводов на участках изменения направления трассы МН, основанный на оценке напряженно-деформированного состояния трубопровода, учитывающий его продольные и поперечные перемещения, и выявлены закономерности изменений напряжений в трубопроводе в зависимости от действующих нагрузок и конструкции указанных участков.

Получены аналитические зависимости, позволяющие определить максимальные напряжения в трубопроводе при эксплуатации МН. Установлено, что напряжения в ряде случаев превышают нормативные значения и приводят к снижению безопасности МН. Разработана рациональная схема закрепления трубопровода, позволяющая снизить напряжения до нормативного уровня. На основе полученных аналитических зависимостей разработана методика расчета трубопровода на прочность на указанных участках.

5. Разработан усовершенствованный метод расчета на прочность подземного трубопровода на участке действия наземной нагрузки, основанный на учете продольных усилий, действующих в трубопроводе, конструкции его укладки и закономерностей изменения усилия, передаваемого от наземной нагрузки на подземный трубопровод от глубины его залегания и свойств грунта. Получены аналитические зависимости, позволяющие определить максимальные напряжения в трубопроводе. Установлено, что параметры прокладки трубопроводов, особенно проложенных в слабонесущих грунтах на участках действия наземных нагрузок, в ряде случаев не обеспечивают нормативные требования по уровню напряжений. Предложены технические меры по снижению высоких напряжений до нормативного уровня. На основе полученных аналитических зависимостей разработана методика расчета на прочность подземного трубопровода на участках действия наземной нагрузки.

6. Разработан метод обеспечения безопасности МН за счет эффективного использования линейной запорной арматуры, основанный на определении и установке на ЛЧ МН оптимального количества запорной арматуры с одновременной ее оптимальной расстановкой, минимизирующий суммарные затраты и определяющий герметичность затвора запорной арматуры на месте ее установки усовершенствованным на уровне изобретения способом.

Получены аналитические зависимости суммарных затрат, включающих затраты на приобретение, монтаж и эксплуатацию запорной арматуры, затраты вследствие возможных повреждений труб нефтепровода и запорной арматуры, установленной на линейной части МН, от количества запорной арматуры с учетом ее оптимальной расстановки. Затраты вследствие возможных повреждений определены с учетом изменений по протяженности линейной части МН показателей надежности, а также удельного ущерба от загрязнения окружающей среды нефтью.

Усовершенствованный способ определения герметичности затвора запорной арматуры соответствует условиям функционирования арматуры при аварийных ситуациях и позволяет более точно установить герметичность.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

  1. Дудников Ю.В., Азметов Х.А. Анализ напряженного состояния подземного трубопровода под действием наземной нагрузки // НТЖ «Нефтегазовое дело». - Уфа: УГНТУ, 2006. - Т. 4. - № 1. - С. 149-151.
  2. Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Дудников Ю.В. Анализ действия наземных нагрузок на подземный трубопровод // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2007. - Вып. 1 (67). - С. 44-48.
  3. Гумеров А.Г., Дудников Ю.В., Павлова З.Х., Азметов Х.А. К заглублению подводных переходов трубопроводов // Нефтепромысловое дело. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. - № 10. - С. 55-58.
  4. Дудников Ю.В., Азметов Х.А. Выбор параметров заглубления, необходимых для обеспечения безопасности подводных переходов магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов // Безопасность жизнедеятельности. - 2011. - № 7. - С. 21-23.
  5. Дудников Ю.В., Галлямов М.А., Нугаев Р.Я., Галлямов А.М. Интегральная оценка состояния окружающей среды при техногенном воздействии предприятий нефтегазового комплекса // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2011. - Вып. 4 (86). -  С. 105-112.
  6. Дудников Ю.В., Гумеров А.Г., Азметов Х.А. Расчет параметров заглубления подводных переходов трубопроводов с учетом влияния продольных усилий в трубопроводе // Безопасность жизнедеятельности. - 2012. - № 4. - С. 8-10.
  7. Дудников Ю.В., Гумеров А.Г., Азметов Х.А. Обеспечение безопасности подземных трубопроводов на участках действия наземной нагрузки // Безопасность жизнедеятельности. - 2012. - № 3. - С. 13-17.
  8. Дудников Ю.В., Азметов Х.А. Анализ конструктивных решений по обеспечению безопасности эксплуатации подземных трубопроводов // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2012. - № 4. - С. 28-31.
  9. Дудников Ю.В., Азметов Х.А. Оценка безопасности магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов на сложных участках трассы // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2012. - № 5. - С. 39-42.
  10. Гумеров А.Г., Дудников Ю.В., Азметов Х.А., Султанов М.Х., Идрисов Р.Х. Анализ напряженно-деформированного состояния подземных трубопроводов на углах поворота в горизонтальной плоскости // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2012. - Вып. 1 (87). - С. 46-50.
  11. Гумеров А.Г., Дудников Ю.В., Азметов Х.А., Султанов М.Х., Идрисов Р.Х.  Рациональные технические решения по снижению уровня напряженно-деформированного состояния криволинейных участков подземных трубопроводов // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2012. - Вып. 1 (87). - С. 57-62.
  12. Дудников Ю.В., Азметов Х.А. Обоснование определения герметичности затворов запорной арматуры магистральных нефтепроводов созданием в трубопроводе давления по ступенчатой диаграмме // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2012. -  Вып. 2 (88).- С. 26-30.
  13. Гумеров А.Г., Дудников Ю.В., Азметов Х.А. Определение оптимального количества и координат расстановки запорной арматуры на линейной части магистрального нефтепровода // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2012. - № 2 (88). - С. 43-47.
  14. Дудников Ю.В. Технология определения герметичности затворов запорной арматуры на линейной части магистральных нефтепроводов // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2012. - Вып. 2 (88). - С. 38-42.
  15. Дудников Ю.В. Обеспечение безопасности магистральных нефтепроводов эффективным использованием линейных запорных арматур // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2012. - № 6. - С. 45-48.
  16. Дудников Ю.В., Азметов Х.А. Экологическая безопасность подземных магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов при эксплуатации // Теоретическая и прикладная экология. - 2012. - № 2. - С. 14-17.
  17. Гумеров А.Г., Дудников Ю.В., Азметов Х.Х., Азметов Х.А. Анализ оптимальных решений по установке запорной арматуры на линейной части магистрального нефтепровода // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов / ИПТЭР. – Уфа, 2012. – Вып. 3 (89). – С. 65-72.
  18. Дудников Ю.В., Азметов Х.А. Анализ балластировки подводного перехода трубопровода через водные преграды // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов / ИПТЭР. – Уфа, 2012. – Вып. 3 (89). – С. 96-101.

Монографии

  1. Дудников Ю.В. и др. Прочность подземных трубопроводов на участках действия наземных нагрузок / Ю.В. Дудников, А.Г. Гумеров, Х.А. Азметов. - СПб.: ООО «Недра», 2008. 208 с.
  2. Прочность и устойчивость подземных трубопроводов // Х.А. Азметов, Ю.В. Дудников, А.К. Егоров, К.И. Муханбеткалиев, З.А. Куангалиев. – Алматы: «Эверо», 2011.  – 416 с.

Патент

  1. Пат. 2457455 РФ, МПК G 01 М 3/28, F 17 D 5/02. Способ определения герметичности запорных арматур нефтепровода / Ю.В. Дудников, Х.А. Азметов  (РФ). - 2010134554/06; Заявлено 18.08.2010; Опубл. 27.07.2012. Бюл. 21.

Нормативно-методические материалы

  1. РД 39-00147105-046-2012. Методика расчета на прочность подземного трубопровода на углах поворота в горизонтальной плоскости / А.Г. Гумеров, Ю.В. Дудников, А.Р. Латыпов, Х.А. Азметов. – Уфа, 2012. – 15 с.
  2. РД 39-00147105-047-2012. Методика расчета на прочность подземного трубопровода  на участках действия наземной нагрузки / А.Г. Гумеров, Ю.В. Дудников, Х.А. Азметов. – Уфа, 2012. –  12 с.
  3. РД 39-00147105-044-2012. Методические указания по расчету на прочность и выбору пригруза кливолинейных участков подводных трубопроводов / А.Г. Гумеров, Ю.В. Дудников, Н.Я. Багаутдинов, Х.А. Азметов. – Уфа, 2012. – 17 с.
  4. РД 39-00147105-045-2012. Методические указания по определению оптимального количества и координат размещения запорной арматуры на линейной части магистрального нефтепровода / А.Г. Гумеров, Ю.В. Дудников, Х.А. Азметов. – Уфа, 2012. – 10 с.

Прочие печатные работы

  1. Дудников Ю.В. Влияние наземных нагрузок на напряженно-деформированное состояние подземного трубопровода // Межотраслевой журнал для главных специалистов предприятий «Химическая техника». - М.: Информ.-изд. центр «КЖТ», 2006. - № 9. - С. 42-43.
  2. Дудников Ю.В., Азметов Х.А. К расчету на прочность подземного трубопровода, находящегося под действием наземной нагрузки // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Тез. докл. научн.-практ. конф. 24 октября 2006 г. в рамках VI Российского энергетического форума. - Уфа, 2006. - С. 127-129.
  3. Азметов Х.А., Дудников Ю.В. Расчет на прочность подземного трубопровода, находящегося под действием наземной нагрузки // Проблемы качества и безопасности в нефтегазохимическом комплексе. Сб. научн.-техн. ст. - Салават: Салаватнефтемаш, 2006. - С. 57-61.
  4. Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Дудников Ю.В., Павлова З.Х., Азметов Х.А., Малюшин Н.А. Методика расчета на прочность подземного трубопровода при действии наземной нагрузки // НТЖ «Горные ведомости». - Тюмень: Изд-во ОАО «СибНАЦ», 2007. - № 7. - С. 28-32.
  5. Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Дудников Ю.В. Напряженно-деформированное состояние подземного трубопровода под действием наземной нагрузки // Научн. и общ.-полит. журнал «Вестник» Академии наук РБ. - Уфа: Изд-во «Гилем», 2007. - Т. 12. - № 1. - С. 5-10.
  6. Гумеров А.Г., Дудников Ю.В., Азметов Х.А. Надежность и безопасность подземных трубопроводов на участках действия наземных нагрузок // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. 22 мая 2007 г. в рамках VII Конгресса нефтегазопромышленников России. - Уфа, 2007. - С. 9-10.
  7. Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Дудников Ю.В. Расчет на прочность подземного трубопровода, проложенного через автомобильные дороги без защитного кожуха // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса. Матер. научн.-практ. конф. 24 октября 2007 г. в рамках VII Российского энергетического форума. – Уфа, 2007. - С. 109-111.
  8. Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Дудников Ю.В. Проектирование подземных трубопроводов на участках действия наземных нагрузок // Трубопроводный транспорт - 2007. Тез. докл. учебн.-научн.-практ. конф. – Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2007. – С. 80-81.
  9. Гумеров А.Г., Дудников Ю.В., Павлова З.Х., Азметов Х.А. Заглубление подводных переходов трубопроводов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. 21 мая 2008 г. в рамках XVI  Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2008». – Уфа, 2008. - С. 173-176.
  10. Гумеров А.Г., Дудников Ю.В., Азметов Х.А. Прочность подводных трубопроводов при их заглублении // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн. практ. конф. 27 мая 2009 г. в рамках VIII Конгресса нефтегазопромышленников России. - Уфа, 2009. - С. 62-64.
  11. Дудников Ю.В. Государственная экологическая политика // Государственная политика в области охраны окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов. Матер. научн.-практ. конф. 12 октября 2010 г. в рамках XV специализированной выставки «УралЭкология. НефтеХимИндустрия - 2010». - Уфа, 2010. - С. 3-7.
  12. Дудников Ю.В., Нугаев Р.Я. Методология комплексного подхода к решению экологических проблем // Государственная политика в области охраны окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов. Матер. научн.-практ. конф. 12 октября 2010 г. в рамках XV специализированной выставки «УралЭкология. НефтеХимИндустрия - 2010». - Уфа, 2010. - С. 89-90.
  13. Дудников Ю.В., Гумеров А.Г., Азметов Х.А. Некоторые направления защиты окружающей среды при сооружении и эксплуатации МТ в экологически уязвимых и плотно заселенных районах // Научн. и общ.-полит. журнал «Вестник Академии наук РБ». - Уфа: Изд-во «Гилем», 2010. - Т. 15. - № 4. - С. 12-15.
  14. Гумеров А.Г., Дудников Ю.В., Азметов Х.А. Безопасные параметры заглубления подводных нефтепроводов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Проблемы и методы рационального использования нефтяного попутного газа. Матер. научн.-практ. конф. 26 мая 2010 г. - Уфа, 2010. - С. 184-186.
  15. Дудников Ю.В. Охрана окружающей среды при проектировании и эксплуатации подземных трубопроводов нефтегазовой отрасли на участках действия наземной нагрузки // Научн. и общ.-полит. журнал «Вестник» Академии наук РБ. - Уфа: Изд-во «Гилем», 2011. - Т. 16. - № 2. - С. 23-25.
  16. Дудников Ю.В. Охранять и защищать человека как часть экосистемы // Научн.-практ. журнал «АТМОСФЕРА». - Уфа: Изд-во «Башкортостан», 2011. - № 2. - С. 8-9.
  17. Дудников Ю.В. О совершенствовании системы нормирования и экологического стимулирования // Государственная политика в сфере охраны окружающей среды. Матер. научн.-практ. конф. 12 октября 2011 г. в рамках XVI специализированной выставки «УралЭкология. Промышленная безопасность - 2011». - Уфа, 2011. - С. 13-14.
  18. Дудников Ю.В., Нугаев Р.Я. Снижение энергозатрат на ремонт техногенно-опасных нефтегазовых объектов // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. XI Всеросс. научн. практ. конф. 19 октября 2011 г. в рамках XI Российского энергетического форума. - Уфа, 2011. - С. 32-34.
  19. Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Дудников Ю.В. Балластировка подводного трубопровода с учетом продольного профиля траншеи и эксплуатационных нагрузок и воздействий // Трубопроводный транспорт – 2011. Матер. VII Междунар. учебн.-науч.-практ. конф. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011. – С. 137-138.
  20. Дудников Ю.В. Проблемы нормирования негативного воздействия загрязняющих веществ на окружающую среду // НТЖ «Башкирский экологический вестник». - Уфа: Изд-во «Экология», 2011. - № 2 (27). - С. 29-33.
  21. Дудников Ю.В., Азметов Х.А. Расчет на прочность и выбор конструкции подземных трубопроводов на углах поворота в горизонтальной плоскости // НТЖ «Горные ведомости». - Тюмень: Изд-во ОАО «СибНАЦ», 2012. - № 3. - С. 90-93.
  22. Дудников Ю.В., Азметов Х.А. Анализ влияния закрепления подземного трубопровода от перемещений на его напряженно-деформированное состояние // НТЖ «Горные ведомости». - Тюмень: Изд-во ОАО «СибНАЦ», 2012. - № 5. - С. 66-70.
  23. Дудников Ю.В. Обоснование возможности испытания на герметичность затворов запорной арматуры магистрального нефтепровода на месте ее установки // Проблемы  и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. 23 мая 2012 г. в рамках Нефтегазового форума и XX Юбилейной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2012». - Уфа, 2012. - С. 195-196.
  24. Гумеров А.Г., Дудников Ю.В., Азметов Х.А. Оптимальные решения по установке запорной арматуры на линейной части магистрального нефтепровода // Проблемы  и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. 23 мая 2012 г. в рамках Нефтегазового форума и XX Юбилейной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2012». - Уфа, 2012. - С. 197-198.
  25. Дудников Ю.В. Способ определения герметичности запорной арматуры на линейной части магистральных нефтепроводов // Проблемы  и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. 23 мая 2012 г. в рамках Нефтегазового форума и XX Юбилейной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2012». - Уфа, 2012. - С. 199.
  26. Дудников Ю.В. Экологические перспективы // Экологический журнал «Природа». – Уфа: Изд-во ООО «БИК», 2012. - № 5. - С. 11-13.

Фонд содействия развитию научных исследований.

Подписано к печати________ 2012 г. Бумага писчая.

Заказ №___ . Тираж 100 экз.

Ротапринт ГУП «ИПТЭР» РБ. 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.