WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


 

               На правах рукописи

               

КОРОБКОВ ГЕННАДИЙ ЕВГЕНЬЕВИЧ

МОДЕЛИРОВАНИЕ

ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ

Специальность 25.00.19 –        «Строительство и эксплуатация

                                       нефтегазопроводов, баз и хранилищ»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

Уфа – 2010

Работа выполнена на кафедре «Транспорт и хранение нефти и газа» ГОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет».

Научный консультант:                доктор технических наук, профессор

Шаммазов Айрат Мингазович.

Официальные оппоненты:         доктор технических наук

                                               Аскаров Роберт Марагимович;

                                               доктор технических наук, профессор

                                               Мустафин Фаниль Мухаметович;

                                               доктор технических наук, профессор

                                               Спектор Юрий Иосифович.

Ведущая организация                ОАО «Институт «Нефтегазпроект»,

г. Тюмень.

Защита состоится «24» декабря 2010 года в _____ на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяной техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

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

Автореферат разослан «____» __________2010 года.

Ученый секретарь совета                                        Ямалиев В.У.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ



Актуальность проблемы

Устойчивое функционирование трубопроводного транспорта углеводородов России является необходимым условием стабилизации и развития экономики, обеспечения целостности и обороноспособности страны. Общая длина магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов, газопроводов достигает 230 тысяч километров. По трубопроводам транспортируется 100% добываемого газа, 95% нефти и около 30% продукции нефтепереработки. Наряду с этим, трубопроводный транспорт жидких и газообразных углеводородов при авариях представляет большую угрозу населению, инженерным сооружениям и природным массивам. Основные фонды магистральных трубопроводов (линейная часть, резервуары, насосы) стареют и деградируют. В среднем около 70% (по протяженности) трубопроводов имеют срок службы более 20 лет. То же самое можно сказать о резервуарах. Продлить срок эффективной и безопасной эксплуатации трубопроводных систем – важнейшая задача.

Каковы бы не были причины аварийности (внешняя и внутренняя коррозия, включая коррозионное растрескивание под напряжением, брак строительно-монтажных работ, механические повреждения, заводские дефекты труб и др.) в основе нарушения целостности трубопровода или резервуара лежит превышение допустимых значений характеристик их напряженно – деформированного состояния (НДС) и, прежде всего, напряжений. Одним из основных способов оценки существующего технического состояния и степени эффективности его использования, а также единственным способом прогнозирования возможного НДС является моделирование реальных условий эксплуатации основных объектов магистральных нефтегазопроводов.

Особую трудность представляет моделирование прочностных характеристик трубопроводов и резервуаров, эксплуатируемых в осложненных условиях, каковыми являются условия окружающей их среды (природно-климатические, инженерно-геологические и гидрогеологические) и изменяющиеся технологические условия (внутреннее рабочее давление и температурный режим). Показательной в этом отношении является реализация беспрецедентного по масштабам и сложности проекта нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан», где на протяженности более 4 – х тысяч километров имеются и подповерхностные пустоты различного происхождения, и заболоченные территории, и вечномерзлые, оползневые, сейсмические зоны, и геодинамические активные зоны.

Таким образом, вышеизложенное свидетельствует об актуальности темы диссертационного исследования.

Целью работы является разработка методов расчета условий надежного и эффективного функционирования трубопроводных систем с учетом влияния изменения технологических параметров и природных факторов эксплуатации.

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

  1. характеристика современных трубопроводных систем и осложненных условий их эксплуатации и интегрального метода оценки технического состояния объектов магистрального трубопровода с помощью параметров напряженно-деформированного состояния;
  2. моделирование НДС нефтегазопроводов на переходных участках трассы с учетом воздействия внутреннего давления, вызывающего дополнительный изгиб, и деформации прилегающих участков;
  3. разработка обобщенной математической модели НДС, прочности и устойчивости линейной части и резервуаров магистральных нефтегазопроводов, эксплуатируемых в различных осложненных условиях (природно-климатических, инженерно-геологических и технологических);
  4. численное моделирование НДС и обоснование реконструкции открытых участков подземных трубопроводов;
  5. исследование НДС трубопроводов, проложенных по пересеченной местности в зонах с высокой геодинамической активностью;
  6. разработка и выбор способов уменьшения технологических флутуаций давления и температуры с целью стабилизации напряженно-деформированного состояния сложных трубопроводных систем;
  7. разработка метода численного моделирования для определения НДС вертикальных стальных резервуаров (РВС) с учетом отклонений от проектных параметров и технологии их ремонта.

Методы решения поставленных задач

Теоретические исследования выполнены с использованием методов математического анализа и моделирования (прежде всего, численного), а также гидравлического моделирования и теории напряженно-деформированного состояния стержневых систем. Результаты расчетов подтверждены данными экспериментального исследования на действующих газопроводах.

Научная новизна

  1. Разработана обобщенная математическая модель для расчета НДС трубопроводов, в т.ч. и сложных участков нефтегазопроводов с величиной прогиба, соизмеримой с радиусом трубы и более, позволяющая получать решения, адекватно отображающие физические условия эксплуатации.
  2. Дано обоснование необходимости учета воздействия внутреннего давления на дополнительный изгиб при построении математической модели НДС трубопровода на переходных участках с изменяющимися неоднородными грунтовыми условиями по длине с позиций механики твердого деформируемого тела (теории стержней).
  1. Моделированием НДС надземного однопролетного балочного перехода полым стержнем, содержащим продукт, получены решения в конечных аналитических выражениях. Для модели перехода с защемленными концами показано, что замена эквивалентного продольного усилия продольным усилием растяжения (сжатия) в стенке трубы приводит к занижению расчетных характеристик (в частности, для трубопровода с типовыми условиями эксплуатации – в 2 и более раза).
  1. Установлено, что при пересечении переходных участков трассы с изменяющимися неоднородными грунтовыми условиями (например, провалов на подрабатываемой территории) газопроводы находятся в напряженном нестабильном состоянии по сравнению с нефтепроводами в случае изменения технологических параметров эксплуатации, и, прежде всего, внутреннего рабочего давления. Характеристики НДС газопровода при этом для типовых условий изменяются до 20-25 %.
  2. Установлено, что нарушение свода естественного равновесия грунта засыпки приводит к увеличению изгибных напряжений в трубопроводе, пересекающим участок трассы с изменяющимися неоднородными грунтовыми условиями, например, провал на подрабатываемой территории (в частности, для трубопроводов с типовыми параметрами эксплуатации – в 1,5 раза). Применение компенсирующих устройств уменьшает эти напряжения на 30 – 35 %.
  3. Модификацией метода конечных элементов в перемещениях построена обобщенная расчетная модель НДС резервуара, позволяющей учитывать отклонения от проектных условий его работы. Установлено, что при ремонте корродированной стенки вертикального стального резервуара с подкреплением кольцами жесткости (шпангоутами) можно снизить уровень кольцевых напряжений в нагруженных поясах более чем в два раза и обеспечить прочность самих шпангоутов. Подкрепление стенки РВС шпангоутами, имеющими чрезмерную жесткость, или их неправильное расположение приводит к увеличению осевых изгибных напряжений, под действием которых возможно разрушение РВС.
  4. Разработан способ эксплуатации разветвленного трубопровода при последовательной перекачке различных нефтепродуктов, позволяющий обеспечить стабилизацию внутреннего рабочего давления, а также энергетическую эффективность перекачки.

Практическая значимость

Практическую ценность составляют руководящий документ «Инструкция по расчету требуемой емкости в узлах разветвления НПП и пунктах НПП с другими видами транспорта» РД-112-РСФСР-014-89, утвержденный Госкомнефтепродукт РСФСР, а также утвержденные ОАО «Газпром» нормативные документы «Методические рекомендации по расчету напряженно-деформированного состояния и прочности газопровода, проходящего по карстовой территории», «Методика по обеспечению, расчету и проведению ремонтных работ по разгрузке от чрезмерных напряжений газопроводов, проложенных по карстовой территории», которые разработаны по программе НИОКР ОАО «Газпром» и содержат результаты выполненных автором исследований.

Разработанные Коробковым Г.Е. методики расчета используются  в учебном процессе УГНТУ в виде учебного пособия «Расчет напряженно-деформированного состояния и прочности магистральных газопроводов, проложенных по карстовой территории (Уфа: УГНТУ, 1999. – 76 с) и монографий «Расчет магистральных газопроводов в карстовой зоне» (Уфа: Гилем, 1999. – 215 с.), «Расчет и обеспечение прочности трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях. Том 1. Численное моделирование напряженно-деформированного состояния и устойчивости трубопроводов» (М.: Изд-во «Интер», 2005. – 706 с.), Том 2. Оценка и обеспечение прочности трубопроводов в сложных инженерно – геологических условиях (М.: Изд-во «Интер», 2006. – 564 с.), «Численное моделирование напряженно – деформированного состояния и  устойчивости трубопроводов и резервуаров в сложных условиях эксплуатации» (Спб.: Изд-во «Недра», 2009. – 410 с.).

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались на:

Республиканской научно – технической конференции «Проблемы нефти и газа» (г.Уфа, 1981 г.); Республиканской научно-технической конференции «Трубопроводный транспорт нефти и газа» (г.Уфа, 1982 г.); Республиканской научно – технической конференции «Актуальные проблемы нефти и газа» (г. Уфа, 1984 г.); Республиканской научно – технической конференции по проблемам нефти и газа (г. Уфа, 1988 г.); на  Международной научно - технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России» (г. Уфа, 1998 г.); на II Международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем» (УГНТУ, г. Уфа, 2000 г.); на II Конгрессе нефтегазопромышленников России (г. Уфа, 2000 г.)4 на Всероссийской научно - технической конференции «Проблемы прогнозирования, предотвращения и ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций» (г. Уфа, 2000 г.); на заседании секции «Техническое обслуживание и ремонт газопроводов», НТС ОАО «Газпром» (г. Москва, 2000 г.); на III Конгрессе нефтегазопромышленников России. Секция Н «Проблемы нефти и газа» (г. Уфа, 2001 г.); на электронной конференции «Научные исследования высшей школы по приоритетным направлениям науки и техники (МЭИ, г. Москва, 2002 г.); на Международной научно – технической конференции «Трубопроводный транспорт – сегодня и завтра» (г. Уфа, 2002 г.); на IV Конгрессе нефтегазопромышленников России «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья» (г. Уфа, 2003 г.); на IV Международной научно – технической конференции «Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта» (г. Новополоцк, 2003 г.); на научно – технической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья» (г. Уфа, 2004 г.); на Международных учебно – научно – практических конференциях «Трубопроводный транспорт -2005, 2006, 2007, 2008,2009» (г. Уфа, 2005, 2006, 2007, 2008, 2009 гг.)

Публикации: основные результаты диссертационного исследования опубликованы в 64 научных трудах, в т.ч. 23 статьи – в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ; 4 монографии – в центральных российских издательствах; 1 монография – в региональном издательстве.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов, списка литературы и приложений. Содержание работы изложено на 331 страницах машинописного текста, включая 85 рисунков, 26 таблиц; список литературы состоит из 232 наименований.

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

В первой главе дана характеристика современных трубопроводных систем и осложненных условий их эксплуатации.

Основные фонды трубопроводного транспорта стареют, магистрали деградируют с возрастающей скоростью. Главные системы нефте- и газопроводов были построены в 1960 – 1990 гг., их распределение по сроку службы показано в таблице 1.

Таблица 1 – Распределение магистральных трубопроводов по сроку службы

Срок службы

Магистральные

газопроводы

Нефтепроводы

нефтепродуктопроводы

до 10 лет

10%

8%

12%

от 10 до 20 лет

26%

16%

24%

от 20 до 30 лет

36%

39%

37%

свыше 30 лет

28%

37%

27%

Протяженность магистральных газопроводов и отводов от них составляет сегодня  159,5 тыс. км. Изношенность основных фондов магистральных газопроводов (МГ), которая оценивается 56%, и средний возраст газопроводов, превышающий 24 года, отрицательно сказываются на надежности их эксплуатации. Средний уровень приведенной аварийности (число аварий на 1 тыс. км в год) на объектах дальнего транспорта  природного газа снизился в последние годы и составил 0,18, что обусловлено большим объемом работ по диагностике и ремонту, а также уменьшением рабочего давления на некоторых участках.

Общая протяженность магистральных нефтепроводов (МН) и нефтепродуктопроводов (МНПП) ОАО «АК «Транснефть» - порядка 70 тыс. км со средним диаметром 800 мм. Благодаря проведению технической диагностики всей протяженности линейной части МН и своевременному ремонту  аварийность на магистральных нефтепроводах снизилась до величины 0,04 на 1 тыс. км в  год и является на сегодняшний день лучшим результатом в мире.

Трубопроводная система ОАО «АК «Транснефтепродукт», которая с 2007 года входит в состав ОАО «АК «Транснефть», представляет собой 19,1 тыс. км магистральных и разветвленных нефтепродуктопроводов с максимальным диаметром 530 мм. Начиная с 80 – годов ХХ века, к магистральным нефтепродуктопроводам стали подключать так называемые «попутные» нефтебазы посредством одно – и многониточных отводов. Это превратило их в разветвленные системы и одновременно усложнило эксплуатацию (особенно при последовательной перекачке нефтепродуктов).

Даже незначительные перегрузки сложных высоконагруженных систем трубопроводов по сравнению с проектными условиями могут приводить их в предельное (по несущей способности) состояние. В общем, каковы бы не были причины аварийности, в конечном счете, целостность трубопровода зависит от характеристик его напряженно-деформированного состояния, сложившегося в данном сечении трубы.

В настоящее время на магистральных нефте – и нефтепродуктопроводах России находится в эксплуатации свыше 1000 резервуаров для содержания нефти и нефтепродуктов суммарной емкостью около 19 млн.м3 (соответственно, 14 и 5 млн. м3). По конструкции основная часть из них – вертикальные стальные резервуары вместимостью 5, 10, 20, 50 и 100 тыс. м3, расположенные на нефтеперекачивающих станциях. В ремонте постоянно находится около 20 % всех резервуаров. По имеющимся данным 70 % существующих стальных вертикальных резервуаров эксплуатируются более 20 лет, более 10 % из них – свыше 30 лет. В настоящее время основанием для демонтажа резервуара являются лишь результаты диагностического обследования – приборного и расчетного (например, определение напряженно – деформированного состояния резервуара и его конструкций).

Особую трудность представляет обеспечение надежности (прочности) подземных трубопроводов, эксплуатируемых в осложненных условиях, каковыми являются условия окружающей их среды (природно-климатические, инженерно – геологические и гидрогеологические) и переменные технологические условия (внутреннее рабочее давление и температурный режим).

Вопросы напряженно – деформированного состояния, прочности и устойчивости трубопроводов и резервуаров получили развитие в теоретических и экспериментальных исследованиях ученых, непосредственно занимающихся проблемами трубопроводного транспорта: Х.А. Азметова, А.Б. Айнбиндера, В.Л. Березина, П.П. Бородавкина, Л.И. Быкова, Г.Г. Васильева, Н.П. Васильева, С.В. Виноградова, В.Э. Власова, А.Г. Гумерова, Л.М. Емельянова, О.М. Иванцова, В.И. Ильина, А.Г. Камерштейна, И.П. Петрова, Б.В. Поповского, К.Е. Ращепкина, М.К. Сафаряна, Ю.И. Спектора, В.В. Спиридонова, Т.Т. Стулова, А.А. Тарасенко, В.В. Харионовского, В.Е. Шутова, Э.М. Ясина и других авторов. Численные методы нашли развитие в небольшом числе исследований, в частности, в работах В.А. Алешина, В.М. Зюзиной, И.А. Иванова, Г.Е. Клишина, В.А. Мясникова, В.А. Селезнева и др.

В диссертации дана оценка применявшихся и используемых в настоящее время математических моделей для определения НДС, прочности и устойчивости трубопроводов и резервуаров, указаны ограничения, в пределах которых они дают результаты, отражающие реальные условия эксплуатации с достаточной степенью точности.

В результате анализа технического состояния объектов магистрального трубопроводного транспорта и осложненных условий их эксплуатации, развития теоретических основ определения НДС трубопроводов и резервуаров были определены задачи, решаемые в данной диссертационной работе.

Во второй главе рассматривается моделирование напряженно-деформированного состояния трубопровода на переходных участках трассы, выполнено обоснование учета воздействия внутреннего рабочего давления, вызывающего дополнительный изгиб трубопровода, испытывающего изгибные деформации под действием стандартных нагрузок, и влияние деформации прилегающих участков.

Трубопровод, пересекая карстовые, обводненные и подрабатываемые территории (полости, воронки, провалы), деформируется вместе с грунтом под действием собственного веса и давления грунта, находящегося на трубе, а также под воздействием температурных напряжений и внутреннего рабочего давления. Подобные деформации испытывает трубопровод в однопролетных бескомпенсаторных надземных переходах без специальных опор, в местах пересечения автомобильных и железных дорог, оврагов и т.п.

В вышеупомянутых условиях прокладки трубопроводов общим является изменение грунтовых условий по длине трассы, сочетание подземных, надземных и подводных частей. Такие участки трубопровода будем называть переходными.

Характеристики НДС трубопровода зависят также от параметров эксплуатации, вызывающих его дополнительный изгиб. В постановке этой задачи определяющим является корректное описание воздействия внутреннего рабочего давления, вызывающего дополнительный изгиб трубопровода.

Обоснованием учета воздействия внутреннего давления в постановке задачи изгиба трубопровода являются результаты решения классических задач гидростатистики о НДС труб, заполненных жидкостью, для случаев, когда отсутствует воздействие продольного усилия, но при этом труба теряет продольную устойчивость, что показали исследования Феодосьева В.И. и Ильгамова М.А.

В основу постановки задачи определения НДС трубопровода с учетом воздействия внутреннего давления, вызывающего его дополнительный изгиб, положена наглядная схема нагружения трубопровода с продуктом, когда однопролетный бескомпенсаторный надземный переход моделируется полым стержнем круглого сечения, концы которого принимаются защемленными. Такая схема нагружения позволяет выявить влияние на изгиб трубопровода внутреннего рабочего давления и температурных напряжений. В рассматриваемом случае трубопровод составлен из прямолинейных труб без углов поворота. В этой упрощенной постановке не учитывается влияние на НДС надземной части перехода деформаций прилегающих слева и справа подземных участков (что будет сделано далее).

Напряженно-деформированное состояние надземной части перехода предлагается описывать в диссертационной работе следующим уравнением продольно-поперечного изгиба трубопровода

где                 прогиб трубопровода;

                вертикальная составляющая нагрузки, равная весу трубы с продуктом;

продольная осевая координата;

модуль упругости металла трубы;

        момент инерции поперечного сечения стенки трубы;

эквивалентное продольное усилие.

Для случая с равномерно распределенной по длине вертикальной нагрузкой при условии симметричного нагружения можно получить результат решения в конечной аналитической форме, например формулу для определения прогиба в середине пролета  надземной части

где        l – длина пролета надземной части;


       Пренебрегая воздействием внутреннего рабочего давления и температурных напряжений на изгиб трубопровода, т.е. полагая в уравнении (1) эквивалентное продольное усилие равным 0 ( = 0), можно получить известное уравнение, применяемое в ранних исследованиях других авторов

и соответствующую формулу для прогиба в середине пролета ( = 0)

Также для выявления воздействия внутреннего давления на изгиб трубопровода было использовано описание НДС трубопровода с компенсатором уравнением продольно-поперечного изгиба стержня при растяжении последнего в продольном направлении.

Если пренебречь жесткостью конструкции компенсатора, то на концах трубопровода будет действовать растягивающее усилие от воздействия давления, определяемое по формуле





где         рабочее давление в трубопроводе;

площадь поперечного сечения трубы «в свету».

Аналогичным образом растягивается трубопровод от действия внутреннего давления на закрытые задвижки (заглушки), находящиеся на его концах. НДС такого трубопровода описывается следующим дифференциальным уравнением

где         определяется по формуле (5). В этой задаче трубопровод имеет возможность растягиваться в продольном направлении, поэтому в нем отсутствует воздействие усилия от температурных напряжений.

Выполнены расчеты характеристик НДС перехода для трех вариантов постановки задачи:

1) изгиб трубопровода под действием собственного веса с продуктом, с учетом дополнительного изгиба, вызываемого воздействием внутреннего рабочего давления и температурных напряжений;

2) то же с пренебрежением воздействия на изгиб трубопровода внутреннего рабочего давления и температурных напряжений.

3) изгиб трубопровода, который растягивается под воздействием внутреннего давления на закрытую задвижку (заглушку).

Максимальные значения прогиба и изгибных напряжений от пролетных и опорных изгибающих моментов для трех вариантов постановки задачи представлены таблице 2.

Таблица 2 – Максимальные значения прогиба и изгибных напряжений от пролетных и опорных изгибающих моментов (о=7,5 МПа, t = 40°С)

Вариант

постановки задачи

Прогиб, см

Изгибные напряжения, МПа

от пролетных

изгибающих моментов

от опорных

изгибающих моментов

первый

ws(0) = - 30,2

msz(0) =212,2

msz(±) =-313,1

второй

wy(0) = -14,3

myz(0) = 91,8

myz(±) =-183,6

третий

wв(0) = - 9,8

mвz(0) =58,3

mвz(±) =-143,7

Анализ данных таблицы 2 показывает, что пренебрежение в расчетах воздействием внутреннего рабочего давления и температурных напряжений на изгиб трубопровода приводит к уменьшению в 2 раза экстремальных значений характеристик НДС. Растяжение трубопровода при изгибе, что имеет место при воздействии внутреннего рабочего давления на закрытую задвижку или при наличии компенсатора в конструкции перехода, уменьшает мак­симальный прогиб и изгибные напряжения от пролетных изгибающих мо­ментов более чем в 3 раза, а изгибные напряжения от опорных изгибающих моментов - более чем в 2 раза.

Практический интерес представляет случай, когда продольное усилие Nx = 0. Здесь трубопровод, концы которого защемлены грунтом (1-й вариант постановки задачи), испытывает дополнительный изгиб под воздействием эк­вивалентного продольного усилия Sx.

В таблице 3 приведены максимальные значения прогиба в середине пролета и изгибные напряжения от пролетных и опорных изгибающих моментов.

Таблица 3 – Максимальные значения прогиба и изгибных напряжений от  пролетных и опорных изгибающих моментов (ро = 7,5 МПа, t = 34 °С)

Вариант

постановки задачи

Прогиб, см

Изгибные напряжения, МПа

от пролетных

изгибающих моментов

от опорных

изгибающих моментов

первый

ws(0) = - 27,3

msz(0) =190,9

msz(±) = -290,8

второй

wy(0) = -14,3

myz(0) = 91,8

myz(±)  = -183,6

третий

wв(0) = - 9,8

mвz(0) =58,3

mвz(±) = -143,7

Здесь необходимо отметить следующее: анализ данных таблицы 3 показывает, что воздействие внутреннего рабочего давления приводит к увеличению прогиба в 2 раза, к увеличению изгибных напряжений от пролетных изгибающих моментов в 2 раза, к уве­личению изгибных напряжений от опорных изгибающих моментов в 1,5 раза. Если следовать ранней постановке задачи других исследователей, в которых не учитывается воздействие внутреннего рабочего давления, вызывающего дополнительный изгиб трубопровода, то результаты решения задачи по первому и второму варианту должны совпасть. Это объясняется тем, что в ранних исследованиях считается: дополнительный изгиб вызывается только воздействием продольного усилия, возникающим на защемленных концах трубопровода.

Таким образом, в случае, когда на концах защемленного трубопровода отсутствует воздействие продольного усилия, трубопровод испытывает до­полнительный изгиб, обусловленный воздействием внутреннего давления. Путем анализа результатов решения классической задачи гидростатики о НДС полого стержня, заполненного жидкостью, дано обоснование учета воздействия внутреннего рабочего давления, вызывающего дополнительный изгиб, который, в свою очередь, может привести к чрезмерному изгибу, предшествующему разрушению трубопровода. Анализ, постановка и решение задачи о продольно-поперечном изгибе стержня, моделирующего трубопровод, позволили выявить физическую картину деформации защемленного на концах трубопровода грунтом, а также трубопровода с компенсатором. Решение задачи продольно-поперечного изгиба трубопровода позволило обосновать значение критической продольной силы, зависящей от параметров эксплуатации. Установлено, что в отличие от теории устойчивости стержней, в трубопроводе за величину критической силы принимается не усилие растяжения-сжатия трубы, а эквивалентное продольное усилие.

Моделирование напряженно-деформированного состояния надземной части газопровода с учетом совместной деформации с прилегающими слева и справа подземными участками производилось для тех же самых вариантов постановки задачи.

При первом варианте постановки задачи в случае защемления концов подземных участков их НДС описывается следующим уравнением

где         прогиб трубопровода на подземном участке;

                обобщенный коэффициент нормального сопротивления грунта, связанный с модулем деформации грунта зависимостью

где         модуль деформации грунта;

коэффициент Пуассона грунта;

единичная длина трубопровода;

наружный диаметр трубы.

В узлах сопряжения надземной и подземных частей должны выполняться следующие граничные условия

; ; ;

где        функции изгибающего момента и поперечной силы в надземной части;

функции изгибающего момента и поперечной силы в подземных участках.

Во втором варианте постановки задачи пренебрегаем воздействием внутреннего рабочего давления и температурных напряжений, которые вызывают дополнительный изгиб трубопровода, т.е. эквивалентное продольное усилие принимаем равным 0 ( = 0). НДС подземных частей описывается уравнением


       Уравнение (9) совпадает с уравнением балки на упругом основании или стержня в упругой среде классической теории стержней.

По третьему варианту постановки задачи трубопровод растягивается при изгибе под воздействием внутреннего рабочего давления на закрытую задвижку или заглушку (модель компенсатора), находящейся на одном из концов подземного участка, например, правого участка. Левый конец левой подземной части защемлен грунтом и не может перемещаться в продольном направлении. НДС подземных частей описывается уравнением

Для всех случаев получены решения в виде систем четырех линейных алгебраических уравнений, в свою очередь, решения которых позволяет строить эпюры основных характеристик НДС.

Приведен пример расчета НДС балочного перехода длиной 59,3 м с учетом его совместной деформации с прилегающими подземными участками в грунтах различной жесткости. Были рассмотрены два типа грунта – жесткий  = 40 МПа, =0,2) и мягкий ослабленный ( = 10 МПа, =0,4).

       Представленные на рисунке 1 эпюры прогибов w, углов поворота нормали 1 продольной оси трубопровода при его совместной деформации с грунтом, а также изгибных напряжений м и поперечной силы Qy построены по результатам совместного решения уравнений, описывающих НДС надземной и подземных частей перехода.

В таблице 4 приведены максимальные значения прогиба в середине пролета и изгибные напряжения от пролетных и опорных изгибающих мо­ментов для жесткого грунта (Егр= 40 МПа, µгр =0,2).

Таблица 4 – Максимальные значения прогиба и значения изгибных напряжений от пролетных и опорных изгибающих моментов (ро=7,5 МПа, t = 40 °С)

Вариант

постановки задачи

Прогиб, см

Изгибные напряжения, МПа

от пролетных изги­бающих моментов

от опорных изги­бающих моментов

первый

ws(0) = - 75,8

msz(0) =429,1

msz(±)  = - 467,0

второй

wy(0) = - 24,2

myz(0) = 117,5

myz(±) = - 164,3

третий

wв(0) = - 15,2

mвz(O) =66,6

mвz(±) = - 109,5

Анализ данных таблицы 4 показывает, что воздействие внутреннего рабочего давления и температурных напряжений приводит к увеличению прогиба в 3 раза, к увеличению изгибных напряжений от пролетных изгибающих моментов – в 3,5 раза, к увеличению изгибных напряжений от опорных изгибающих моментов – в 3 раза.

В мягком, ослабленном грунте вышеприведенные числовые значения увеличиваются на 15-30%, соответственно.

Выполненный анализ НДС перехода показывает, что при ослаблении жесткости основания в прилегающих участках воздействие давления и тем­пературных напряжений на изгиб трубопровода становится определяющим.

Выполнено моделирование НДС нефтепровода при его совместной деформации с грунтом над карстовой полостью или провалом на подрабатываемой территории. Проведены расчеты НДС нефтепровода с учетом и без учета наруше-

Рисунок 1 - Расчет основных характеристик НДС балочного перехода газопровода в  жестком грунте (lo= 59,3м, Егр = 40МПа, ро = 7,5МПа, t = 40°С, Sx = 7110 кН, Sp = 6369 кН, Nx = - 675,3 кН): поперечной силы, изгибных напряжений, угла поворота нормали продольной оси трубы, прогиба

ния свода естественного равновесия грунта.

По сравнению с газопроводами расчетные условия в случае нефтепроводов отличались меньшими диаметром и рабочим давлением, значительно большей плотностью перекачиваемой среды (примерно в 1000 раз – при давлении 0,1 МПа, в 17 раз – при давлении 6 МПа).

Анализ полученных результатов расчета НДС нефтепровода, а также оценка его прочности согласно положений СНиП 2.05.06 - 85* подтвердили необходимость учета воздействия внутреннего рабочего давления и температурных напряжений на изгиб трубопровода, состояния грунта засыпки и грунта основания. В частности, в приведенном примере расчета нарушение свода естественного равновесия грунта привело к увеличению изгибных напряжений в середине пролета с 155,8 МПа до 241,) МПа, т.е. на 55%, а в опорных сечения – с 148,2 до 230,0 МПа, т.е. также на 55%.Воздействие внутреннего рабочего давления и температурных напряжений увеличило изгибные напряжения в середине пролета с 194,8 МПа до 241,0 МПа, т.е. на 24%, в опорных сечениях – с 190,7 МПа до 230,0 МПа, т.е. на 21%. Повышения прочности и устойчивости перехода можно добиться установкой компенсирующих устройств, способствующих растяжению под воздействием внутреннего рабочего давления, что в свою очередь, приводит к значительному уменьшению изгибных напряжений. В частности, в приведенном примере расчета при нарушении свода естественного равновесия грунта это мероприятие уменьшает изгибные напряжения в середине пролета с 241,0 до 159,8 МПа, т.е. на 34 %, а в опорных сечениях – с 229,0 до  161,0 МПа, т.е. на 30%.

Сравнительный анализ результатов расчета НДС участков газопровода и нефтепровода позволил заключить, что последний находится в более стабильном положении по сравнению с вариантом газопровода, поскольку в отличие от него в нефтепроводе при изменении внутреннего давления не меняются его весовые характеристики, определяющие параметры изгиба.

В третьей главе представлены теоретические основы разработки обобщенной математической модели для определения НДС трубопровода численным методом конечных элементов в осложненных условиях эксплуа­тации.

Выполненный в предыдущей главе анализ НДС трубопроводов на участках с переменными грунтовыми условиями по длине выявил основные закономерности воздействия внутреннего рабочего давления, температурных напряжений на дополнительный изгиб трубопровода. В постановках задач и их решениях были приняты упрощающие предположения по конструкции трубопровода, условиям нагружения и характеру совместной деформации его с грунтом. Только принятие этих условий (трубопровод прямолинейный; примыкающие слева и справа подземные участки к надземному переходу или к какому-либо другому характерному участку находятся в одинаковых грун­товых условиях; эквивалентное продольное усилие постоянно по длине) позволило осуществить совместное интегрирование и получить решение дифференциальных уравнений продольно-поперечного изгиба трубопровода в конечных аналитических выражениях для надземных и подземных частей трубопровода.

В реальных условиях трубопровод составлен не только из прямолиней­ных труб, но и кривых выпуклых и вогнутых вставок, проложен в различных грунтовых условиях на сложном рельефе местности, подвергается воздействию оползней, карстообразований, обводнения и т.п. Именно такой трубопровод не может испытывать при вышеуказанных условиях эксплуатации постоянное по длине продольное усилие, так как выпуклые и вогнутые вставки при изгибе не могут в одинаковой степени деформироваться в продольном направлении, а также изменение грунтовых и эксплуатационных условий предопределяет переменный характер изменения продольного усилия. В диссертации показано, что методики, в которых применяется решение уравнений продольно-поперечного изгиба в конечных аналитических выражениях, не могут адекватно описать НДС и устойчивость реального трубопровода.

Выполнено обоснование применения вариационных принципов теории упругости в элементарной теории стержней, моделирующих трубопровод. Для получения основных уравнений равновесия и соответствующих естественных граничных условий для стержня, моделирующего трубопровод, применен вариационный принцип Лагранжа, согласно которому потенциальная энергия упругой системы, состоящая из потенциальной энергии упругой деформации самой системы и потенциальной энергии внешней нагрузки, в положении равновесия принимает стационарное минимальное значение.

В ходе решения задачи составлен функционал П, представляющий полную потенциальную энергию изгибаемого криволинейного стержня, который деформируется под действием внешней распределенной нагрузки и сосредоточенных силовых факторов, приложенных на концах стержня (реакции опор, силы и моменты, действующие на концах стержня). Функционал П включает два слагаемых U и А, т.е.

П=U + А,                                                         (11)

где        U- потенциальная энергия деформации стержня;

А - потенциальная энергия внешних сил, действующих на стержень.

Принцип виртуальной работы в теории упругости, который используется для нахождения минимума полной потенциальной энергии, заключается в следующем: среди всех допустимых перемещений, которые удовлетворяют заданным геометрическим условиям, только действительные перемещения сообщают полной потенциальной энергии П абсолютный минимум, только они приводят к стационарности полной потенциальной энергии.

Таким образом, необходимым условием экстремума функционала П является равенство нулю его первой вариации, т.е.

П = U + А = 0                                        (12)

Условие (12) позволяет получить уравнения равновесия и совокупность всех вариантов граничных условий, совместных с принятыми гипотезами.

Процесс получения систем уравнений и граничных условий был разбит на два этапа. На первом этапе выведены уравнения равновесия и соответствующие граничные условия для отдельного стержневого элемента, моделирующего трубопровод, из решения вариационной задачи теории упругости. На втором этапе рассмотрена система, составленная из стержневых и узловых элементов, для которой получены из решения вариационной задачи уравнения равновесия и граничные условия, вытекающие из условий сопряжения этих элементов.

В отличие от результатов ранее выполненных исследований, в данной работе задачи о продольном перемещении трубопровода и о его изгибе не рассматриваются как две независимые задачи, а ставятся и решаются в совместной постановке, а именно, описанием деформации продольной оси стержня, который может иметь начальную кривизну, вследствие его продольного перемещения и изгиба. Для реализации вышеприведенного профиль трубопровода задан в криволинейной, а не в ортогональной системе координат, что позволило также учесть в расчетах изменение составляющих нагрузки в зависимости от деформации. Изложено описание постановки и метода решения задачи определения НДС трубопровода, работающего в осложненных условиях прокладки и при изменении технологических параметров.

В отличие от ранее полученных зависимостей, геометрические соотношения, которые выражают связь между деформациями и перемещениями осевой линии стержня, учитывают в расчетах первоначальную кривизну этой линии. Уравнения равновесия и граничные условия, отнесенные к ортам деформированной осевой линии стержня, составлены с учетом начальной кривизны и ее изменения при смещении осевой линии, а также воздействия на изгиб трубопровода внутреннего рабочего давления и температурных напряжений, что позволило корректно поставить и граничные условия в узлах сопряжения элементов. Это воздействие задается эквивалентным продольным усилием. В отличие от рассмотренных ранее задач в главе 2 оно не является постоянным по длине трубы и зависит не только от параметров эксплуатации, но и от продольного перемещения трубопровода, что наиболее полно отражает действительные условия напряженного состояния трубопровода.

Расчетная модель апробирована на реальных осложненных условиях эксплуатации трубопровода: на сильнопересеченной местности, карстовой и обводненной территориях, в оползающих грунтах, а также на этапах выполнения ремонтно-восстановительных работ. Она может быть использована для определения НДС нефтегазопроводов всего диапазона стандартных диаметров и рабочих давлений.

В данной главе представлена оценка достоверности обобщенной математической модели для решения задач определения НДС трубопровода по результатам сравнительных расчетов, выполненных по методикам других авторов, а также путем сравнения расчетных и опытных данных, полученных по замерам напряжений на действующих газопроводах диаметром 1420 мм (таблицы 5, 6).

Таблица 5– Сравнение результатов расчета

Методы расчета

Характеристики НДС

wo,м

Мо, Н·м

w1, м

М1, Н·м

w2,м

М2, Н·м

По обобщенной

модели

- 0,0418

9,49·107

0,0160

- 3,30·107

0,079

- 6,58·107

По модели

А.Б. Айнбиндера,

А.Г. Камерштейна

- 0,0414

9,56·107

0,0156

- 3,24·107

-

-

Приведенные во второй строке величины wo, Mo, w1, M1 (соответственно, прогиб и изгибающий момент в центре и в месте сопряжения надземной и подземной частей) взяты из решения задачи прочности надземного перехода трубопровода. Сравнение наших результатов расчета (первая строка) с результатами решения задачи Айнбиндера А.Б., Камерштейна А.Г. (вторая строка) при одних и техже начальных и граничных условиях показывает, что отличие величин прогибов wo,w1 и величин осевых изгибающих моментов М0,М1 не превосходит 3%. Следует отметить, что опорное сечение находится не в узле сопряжения надземного и подземного участка трубопровода, а в примыкающем к переходу подземном участке трубопровода, находящимся в грунте. В этом сечении продольная ось трубы максимально изгибается вверх. Отсутствие результатов w2, M2  (прогиб и момент в сечении, где трубопровод максимально обращен выпуклостью вверх) объясняется тем, что авторы не строили эпюры, наиболее полно отражающие НДС трубопровода, что в свою очередь, им позволило бы правильно определить местоположение опорного сечения.

Таблица 6 - Расчетные и опытные значения продольных напряжений (газопровод Ямбург - Елец 2)

Опытное значение,

МПа

Расчетное значение,

МПа

Расхождение значений, %

Газопровод до ремонтно-восстановительных работ

330

364

+10,3

Газопровод после ремонтно-восстановительных работ

230

262

+13,9

220

186

-15,5

190

224

+17,9

Анализ данных таблицы 6 показывает, что отклонения расчетных значений от опытных (принятых за базу сравнения) колеблются в пределах 20%, что находится в пределах погрешности, допускаемой и общепринятой при оценке НДС трубопроводов, деформирующихся совместно с грунтом. Опытные значения получены с помощью спектрально-акустического прибора «Астрон», реализующего ультразвуковой метод измерения напряжений в металле трубы, которые свободен от таких отрицательных метрологических факторов, как недостаточная надежность датчиков и недостоверность показаний ввиду дрейфа «нуля».

Четвертая глава посвящена численному моделированию НДС и обоснованию реконструкции открытых участков подземных газонефтепроводов. Дана оценка условиям, в которых работают балочные переходы – открытые напряженные участки газонефтепроводов. Приведены результаты обследования балочных переходов на линейной части действующих магистральных газопроводов: результаты геодезической съемки в виде эпюр прогиба и профиля газопровода (рисунок 2), данные замеров напряжений в трех сечениях перехода - на опорах и в центре пролета (таблицы 7, 8).

В результате обследования было выявлено, что условия, в которых работают многие открытые участки подземных газопроводов, могут привести к нарушению их прочности и устойчивости. В такой ситуации предложено считать наиболее рациональным решением их переукладку в подземный вариант, т.е. речь идет о реконструкции перехода.

Таблица 7 – Основные технические характеристики одного из балочных  переходов

Нитка

перехода

Километраж,

км

Длина

пролета,

L, м

Диаметр,

D, м

Толщина

стенки,

t, мм

Отклонение от горизонтали,

h, мм

Давление

разрешенное,

pразр., кгс/см2

Технические условия ТУ, сталь

Примечание

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

24

188,8

51,2

1020

11

-108

35

ЧМ

ТУ 1128-64

17ГС

• «арка»;

риски;

вмятина

Таблица 8 – Значения максимальных изгибных напряжений в одном из балочных переходов газопровода

Километраж,

км

Длина

пролета,

L, м

Расположение измерительного сечения,

± м

Максимальные напряжения, МПа

Растяжение

Ориентация, час

Сжатие

Ориентация, час

1

2

3

4

5

6

7

188,8

51,2

Опора 1: + 3,5

190

430

130

1030

L/2 : - 6

250

430

150

1030

Опора 2 : - 5

110

1030

90

430

Эпюра прогиба

Профиль перехода

Рисунок 2 –  Балочный переход

Расчетами НДС установлено, что признаком неустойчивого нестабильного положения надземного балочного перехода является зависимость характеристик изгиба трубопровода не только от вертикальной составляющей нагрузки, но и от воздействия внутреннего рабочего давления и температурных напряжений. Для газопровода, находящегося в непроектном положении, воздействие давления и температурных напряжений вызывает значительные продольное и вертикальное (прогиб) перемещения не только надземной части перехода, но и примыкающих подземных участков. При этом прогиб в середине пролета надземной части соизмерим с радиусом трубы, а продольное перемещение соизмеримо с толщиной стенки трубы, т.е. на порядок меньше величины прогиба.

Выполнены численное моделирование НДС и оценка прочности подземного варианта переукладки перехода для различных условий прокладки, варианты которой выбираются в зависимости от первоначального проекта балочного перехода и его реального положения с учетом изменения физико-механических характеристик грунтов прилегающих участков, работоспособности опор, длины надземной части, сочетания прямолинейных труб и кривых вставок. Расчет НДС и оценка прочности и устойчивости подземного варианта переукладки выполнены для обоснования реконструкции надземного перехода магистрального газопровода, проектно-исполнительская документация которого, представленная на рисунке 3, является характерным примером открытых участков подземных трубопроводов.

Рисунок 3 – Продольный профиль участка

Некоторые результаты расчета характеристик НДС перехода (изгибные напряжения и прогиб) представлены на рисунках 4, 5.

Рисунок 4 – Эпюра изгибных напряжений

Рисунок 5 – Эпюра прогибов

Выполненные расчеты прочности реконструированных балочных переходов (т.е. подземных вариантов) показали, что для сложнопрофильного трубопровода в неоднородных трассовых условиях под воздействием давления в трубопроводе не только меняется форма его изгиба, но и величины изгибных характеристик. Зависимость характеристик изгиба от давления в трубопроводе, в отличие от линейной зависимости от весовых нагрузок, является нелинейной. Именно это воздействие определяет прочность и устойчивость трубопровода при изменяющихся грунтовых условиях.

С использованием разработанного метода расчета напряженно-деформированного состояния подземного варианта перехода сложной конфигурации определены границы проектирования подземных вариантов укладки, обеспечивающих прочность и устойчивость трубопровода в изменяющихся грунтовых условиях. Установлено, что для определения границ проектирования и переукладки надземного балочного в подземный переход необходимо рассчитать длину изгибаемого участка не только в надземной части, но и в примыкающих частях перехода, с учетом совместных деформаций трубопровода с грунтом.

Пятая глава посвящена исследованию НДС трубопроводов, проложенных по пересеченной местности в геодинамической зоне, а также решению задач стабилизации НДС сложных трубопроводных систем. Особенностью магистральных нефтегазопроводов, как протяженных инженерных сооружений, рассчитанных на длительный срок эксплуатации, является то, что разные их участки расположены в зонах с существенно различными геологическими условиями. При этом отдельные участки газопроводов пересекаются зонами активных или консолидированных разломов. В пределах зон активных разломов выявлены аномальные смещения земной поверхности, амплитуда которых превышает на один-два порядка перемещения в смежных объемах среды.

Представляет практический интерес исследование влияния на уровень НДС трубопровода, где имели место аварии и отказы, подвижек грунта, вызванных геодинамическими процессами, что позволит найти параметры, определяющие прочность и устойчивость трубопровода. Выполнено исследование напряженно-деформированного состояния газопровода, проложенного по пересеченной местности и подверженного воздействию геодинамического процесса.

В отличие от ранее выполненных исследований, посвященных НДС трубопроводов в геодинамической зоне и в которых при математическом моделировании задаются максимально возможные перемещения грунта, в данной работе учитывается совместная деформация трубопровода с различными типами грунтов по длине трассы, что обусловливает неодинаковое изменение состояния этих грунтов под воздействием геодинамического процесса. Таким образом, степень вертикального перемещения (прогиб) и продольного перемещения должна определяться в зависимости от состояния грунта, подверженного воздействию геодинамических процессов.

В результате исследований, выполненных в диссертации, предложена физическая картина, включающая три этапа воздействия геодинамического процесса, например, на газопровод, проложенный по сильно пересеченной местности: на первом этапе газопровод находится в проектном положении, при этом он деформируется совместно с различными типами грунтов, которые, в свою очередь, деформируются в упругой области по всей длине рассматриваемого участка; на втором этапе частично нарушается свод естественного равновесия грунта засыпки над трубой в низине, что приводит к увеличению его давления на трубопровод, но грунт основания деформируется в упругой области; на третьем этапе полностью нарушается свод естественного равновесия грунта засыпки над трубой в низине и здесь грунт основания теряет свою несущую способность. Установлено, что наличие в конструкции газопровода выпуклых и вогнутых вставок повышает изгибную жесткость исследуемого участка. При этом выпуклые вставки выпрямляются, уменьшается их кривизна, вогнутые вставки, наоборот, изгибаются с увеличением их кривизны. Данный вывод подтверждается характером изменения продольного перемещения и изгибных напряжений кривых вставок. Расчеты НДС газопровода показали, что при максимальных вертикальных смещениях трубы, соизмеримых с перемещением блоков, изгибные и суммарные продольные напряжения по нижней и верхней образующей трубы принимают экстремальные значения, поскольку при смещении блоков нарушается свод естественного равновесия грунта засыпки, а грунт основания теряет несущую способность на границе раздела блоков. Некоторые из результатов расчетов представлены в таблицах 9-12.

Таблица 9 – Результаты расчета экстремальных значений характеристик НДС

газопровода без учета воздействия геодинамического процесса (первый этап) для различных вариантов параметров эксплуатации

Расчетные

варианты

Характеристики НДС

+0,022

-0,023

0,22

16,2

- 97,5

119,6

+0,028

-0,025

0,22

16,9

- 91,9

113,3

Таблица 10 – Результаты расчета экстремальных значений характеристик НДС газопровода при втором этапе воздействия геодинамического процесса, когда  нарушается свод естественного равновесия грунта засыпки в низине оврага для различных вариантов параметров эксплуатации

Расчетные

варианты

Характеристики НДС

+0,030

-0,040

0,43

27,5

- 150,3

189,5

+0,039

-0,033

0,42

21,8

- 165,3

192,1

Таблица 11 – Результаты расчета экстремальных значений характеристик НДС газопровода при третьем этапе воздействия геодинамического процесса, когда нарушается свод естественного равновесия грунта засыпки и грунт основания  теряет свою несущую способность в низине оврага

Расчетные

варианты

Характеристики НДС

+0,032

-0,106

0,72

55,9

359

321

+0,030

-0,092

0,63

49,2

294

270

Таблица 12 –  Сравнительный анализ результатов расчета экстремальных значений характеристик НДС газопровода для различных этапов воздействия геодинамического процесса

Этапы

воздействия

Характеристики НДС

Первый этап

+0,022

-0,023

0,22

16,2

-97,5

119,6

Второй этап

+0,030

-0,040

0,43

27,5

-150,3

189,5

Третий этап

+0,032

-0,106

0,72

55,9

359

321

Примечание:

1) в числителе дроби указаны экстремальные значения изгибных напряжений от пролетных изгибающих моментов, а в знаменателе – от опорных;

2) экстремальные значения продольного перемещения газопровода на левом и правом склонах оврага, соответственно (знак «плюс» указывает на перемещение слева – направо, знак «минус» - справа – налево).

3) экстремальное значение продольных напряжений;

4) и экстремальные значения суммарных продольных напряжений от изгиба и от действия внутреннего рабочего давления и температурных напряжений по нижней и верхней образующей, соответственно.

5) экстремальное значение прогиба.

Сравнение величин характеристик НДС на втором этапе с соответствующими значениями характеристик НДС газопровода до воздействия геодинамического процесса показывает, что максимальные значения характеристик изгиба увеличиваются примерно в 2 раза.  При этом меняется, но незначительно, и форма изгиба трубопровода. Как и до воздействия геодинамического процесса, изгибные напряжения достигают экстремального значения на левом склоне, там, где трубопровод защемлен грунтом.

При дальнейшем развитии геодинамического процесса не только обрушается свод естественного равновесия грунта засыпки, но и грунт под трубой теряет свою несущую способность при совместной деформации с трубопроводом (третий этап расчета). Сравнение эпюр третьего этапа с соответствующими характеристиками НДС газопровода до воздействия геодинамического процесса показывает на изменение формы изгиба трубопровода. Максимальные значения характеристик НДС увеличиваются в 3 – 5 раз. На правом склоне, сложенном суглинками, трубопровод сползает в низину в большей степени (в 3 раза), чем на левом склоне, где известняк удерживает трубу.

Результаты расчетов характеристик НДС сложных нефтегазопроводов, составленных из прямолинейных участков, кривых выпуклых и вогнутых вставок, наглядно продемонстрировали значительное влияние на их величину технологических параметров функционирования трубопроводов, поэтому изменение параметров (внутреннее рабочее давление и температура эксплуатации) может привести к аварийной ситуации. В связи с этим рассмотрены способы стабилизации давления и температуры в сложных трубопроводных системах.

Диапазон изменения избыточного давления в трубопроводе может иметь значения от нуля (при остановках перекачки) до проектной допустимой величины и даже выше (например, при гидроударах). Температура стенки трубопровода при его эксплуатации может отличаться на десятки градусов от проектного значения. Рассмотрены некоторые возможности стабилизации внутреннего давления и температуры стенки, а, следовательно, и стабилизации НДС сложных трубопроводов.

При последовательной перекачке нефтепродуктов с существенно разной вязкостью и плотностью по нефтепродуктопроводу с промежуточными станциями возникает необходимость регулирования их режима работы для поддержания давления в нефтепродуктопроводе не выше минимально до­пустимого по условиям прочности труб и не ниже максимально допустимого по условиям кавитации в центробежных насосах путем «гашения» излишнего напора на участках с маловязкими нефтепродуктами. При эксплуатации раз­ветвленного НПП, по которому осуществляется последовательная перекачка нефтепродуктов со сбросами на попутные, подключенные с помощью отводов нефтебазы, характер изменения давления усложняется.

Разработана технология стабилизации давления в трубопроводе, при которой включение отводов в период смены нефтепродуктов и регулируемый сброс на попутный пункт сдачи стабилизирует внутреннее рабочее давление и повышает эффективность эксплуатации нефтепродуктопровода путем исключения дросселирования и увеличения пропускной способности.

Для стабилизации давления в нефтепроводе со сбросами и подкачками нефти предложено осуществлять сбросы и подкачки с расходами, не превы­шающими неких критических величин.

При эксплуатации нефтепроводов при недогрузке среди различных способов выделено два, характеризующихся максимальным диапазоном изменения внутреннего давления – перекачка с остановками и с переменными расходами. С точки зрения сохранения прочности и устойчивости трубопровода его следует эксплуатировать методом циклической перекачки с переменными расходами.

Увеличение загрузки нефтепровода, по сравнению с проектной, вызывает повышение температуры стенки трубы. Для снижения температуры потока рекомендованы возможные способы изменения параметров перекачки, влияющих на температуру нефти (стенки трубы).

Рассмотрены мероприятия по сглаживанию волн давления при гидроударе в нефтепроводе.

Показано, что при эксплуатации (в т.ч. и ремонте) открытых участков трубопровода необходимо учитывать воздействие температурных напряжений, причиной появления повышенных значений которых могут явиться колебания температуры стенки трубы. Обращено внимание на стабилизацию давления и температуры в линейной части магистральных газопроводов. Рассмотрены направления обеспечения стабильности теплогидравлического режима их эксплуатации.

В шестой главе  рассматривается  численное  моделирование  НДС стальных вертикальных резервуаров, эксплуатируемых в осложненных условиях. Дана оценка технического состояния эксплуатируемых резервуаров типа РВС.

В результате анализа нормативно-технической документации выявлено, что современные нормативные документы (в частности, ГОСТ Р 52910 – 2008 «Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов») не устанавливают  предельного срока службы резервуаров. Основанием для демонтажа резервуара являются лишь результаты диагностического обследования – приборного и расчетного (например, определение напряженно-деформированного состояния (НДС) резервуара и его конструкций). В процессе эксплуатации в осложненных условиях резервуары подвергаются комплексу внешних воздействий статических, малоцикловых, снеговых и ветровых нагрузок, температур и агрессивных рабочих сред, а также образуются несовершенства геометрической формы, что приводит к существенному уменьшению несущей способности конструкции, снижению эксплуатационной надежности и сокращению долговечности резервуарных конструкций. В диссертационной работе принято решение – оценку работоспособности РВС производить путем расчетов напряженно-деформированного состояния конструктивных элементов резервуаров при экстремальных нагрузках или экстремальных их сочетаниях, поэтому решена задача о влиянии внешних и внутренних воздействий на напряженно-деформированное состояние РВС.

Анализ результатов предыдущих исследований показал, что наиболее точно и полно описать НДС резервуаров позволяют только численные методы решения соответствующих уравнений. Приведены основные кинематические и физические соотношения, уравнения равновесия оболочечных и кольцевых элементов, моделирующих основные элементы конструкции РВС, а также граничные условия в узлах сопряжения этих элементов в удобном виде для их применения в решении задач методом конечных элементов в перемещениях.

Совместное интегрирование модифицированным методом конечных элементов систем уравнений, описывающих НДС оболочечных и кольцевых элементов, моделирующих конструкцию РВС, осуществлено по методике, аналогичной расчету НДС трубопроводов, проложенных в сложных инженерно-геологических условиях. Выполнены тестовые расчеты НДС резервуара, произведен анализ их результатов. Расчетной моделью стенки РВС является стержневая система, которая схематично изображена на рисунке 6. Здесь же представлены некоторые из характеристик НДС стенки резервуара.

Модификацией метода конечных элементов в перемещениях впервые построена универсальная расчетная модель НДС резервуаров (в т. ч. и РВС), в которой учитываются особенности основных элементов конструкции резервуара и их совместные деформации. С ее помощью можно оценить прочность резервуара при его отклонении от проектного положения и выполнить расчет прочности для выбранного вида ремонтных работ. Результаты расчета НДС стальных вертикальных резервуаров по разработанной методике и с помощью  конечных аналитических выражений для стандартных условий нагружения резервуара, полученных другими исследователями, показали достаточную сходимость, что подтверждает достоверность разработанной математической модели.

Расчетом НДС корродированной стенки РВС, которая при выполнении ремонтных работ подкрепляется кольцами жесткости-шпангоутами, установлено, что при правильном выборе их типа (угольник, балка двутавровая, швеллер) и их количества, номеров по стандарту для выбранных типов шпангоутов, в соответствии с которыми определяются геометрические размеры их поперечных сечений, а также места расположения этих шпангоутов по высоте корпуса РВС, можно снизить уровень кольцевых напряжений более чем в два раза в значительно напряженных поясах. Выбирая кольца жесткости, необходимо добиться не только

Рисунок 6 – Расчетная модель резервуара и результаты расчета НДС

уменьшения деформаций стенки РВС, но и обеспечить прочность самих шпангоутов. Подкрепление стенки РВС шпангоутами, имеющих чрезмерную жесткость, или их неправильное расположение приводят к увеличению продольных осевых напряжений, под действием которых возможно разрушение РВС.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1 В результате анализа причин сложившегося современного технического состояния магистральных нефтегазопроводов предложено в качестве интегрального метода оценки их работоспособности и основы моделирования осложненных условий эксплуатации принять характеристики напряженно-деформированного состояния.

2 Путем анализа результатов решения классической задачи гидростатики о НДС полого стержня, заполненного жидкостью, дано обоснование учета воздействия внутреннего рабочего давления, вызывающего дополнительный изгиб, который, в свою очередь, может привести к чрезмерному изгибу, предшествующему разрушению трубопровода на переходных участках трассы. Анализ результатов расчета показал, что воздействие внутреннего рабочего давления приводит к увеличению прогиба и изгибных напряжений в 2 раза. Поставлена и решена задача о НДС надземного балочного перехода с учетом совместных деформаций с его прилегающими подземными участками путем совместного интегрирования уравнения продольно – поперечного изгиба трубопровода на опорах и уравнения продольно – поперечного изгиба трубопровода в грунте. Показано, что участок нефтепровода находится в более стабильном положении по сравнению с вариантом газопровода, поскольку в отличие от последнего в нефтепроводе при изменении внутреннего давления его вес, определяющий характеристики изгиба, остается практически постоянным.

3 Разработана обобщенная математическая модель для определения НДС газонефтепроводов в осложненных условиях эксплуатации на основе вариационного исчисления: получена система дифференциальных уравнений, описывающих НДС отдельного стержневого элемента, моделирующего трубопровод, и естественные граничные условия в узлах сопряжения этих элементов. Эти граничные условия, называемые естественными, не обуславливаются внешними обстоятельствами, а вытекают, как и система дифференциальных уравнений, из решения вариационной задачи. Расчетная модель апробирована на реальных осложненных условиях эксплуатации трубопровода: на сильнопересеченной местности, карстовой и обводненной территориях, в оползневых грунтах, а также на этапах выполнения ремонтно-восстановительных работ. Адекватность модели подтверждена сравнением результатов расчета и промышленных экспериментов на действующих трубопроводах. Расхождение значений не превышает 20%.

4 В результате анализа НДС открытых участков подземного трубопровода, установлено, что если грунт, в котором находятся примыкающие участки надземного перехода, не теряет несущей способности и в нем не образуются зоны предельного равновесия, то трубопровод находится в проектном положении. Воздействие давления и температурных напряжений, наряду с вертикальными составляющими нагрузки, вызывает дополнительный изгиб надземного перехода, но при этом трубопровод находится в стабильном проектном положении. Признаком нестабильного положения надземной части балочного перехода является возникновение чрезмерных изгибных напряжений, вызываемых воздействием рабочего давления и температурных напряжений.

5 Предложена физическая картина, включающая три этапа воздействия геодинамического процесса на трубопровод, проложенный по сильно пересеченной местности: на первом этапе трубопровод находится в проектном положении при этом он деформируется совместно с различными типами грунтов,  которые, в свою очередь, деформируются в упругой области по всей длине рассматриваемого участка; на втором этапе частично нарушается свод естественного равновесия грунта засыпки над трубой в низине, что приводит к увеличению его давления на трубопровод. При этом грунт основания деформируется в упругой области; на третьем этапе полностью нарушается свод естественного равновесия грунта засыпки над трубой в низине и здесь грунт основания теряет свою несущую способность. Расчеты НДС газопровода показали, что при максимальных вертикальных смещениях трубы, соизмеримых с перемещением блоков, изгибные и суммарные продольные напряжения по нижней и верхней образующей трубы принимают экстремальные значения, поскольку при смещении блоков нарушается свод естественного равновесия грунта засыпки, а грунт основания теряет несущую способность на границе раздела блоков.

6 Разработан способ эксплуатации разветвленного трубопровода при движении границы раздела жидкостей в процессе последовательной перекачки нефтепродуктов, позволяющий обеспечить стабилизацию внутреннего рабочего давления, а также энергетическую эффективность перекачки. Даны рекомендации по стабилизации напряженно-деформированного состояния технологических параметров в сложных трубопроводных системах.

7 Модификацией метода конечных элементов в перемещениях впервые построена универсальная расчетная модель НДС резервуаров (в т. ч. и РВС), в которой учитываются особенности основных элементов конструкции резервуара и их совместные деформации. С ее помощью можно оценить прочность резервуара при отклонении его от проектного положения и выполнить расчет прочности для выбранного вида ремонтных работ. Результаты расчета НДС стальных вертикальных резервуаров по разработанной методике и с помощью конечных аналитических выражений для стандартных условий нагружения резервуара, полученных другими исследователями, показали достаточную сходимость, что подтверждает достоверность разработанной математической модели.

Основные результаты диссертационной работы представлены в следующих публикациях:

монографии в центральных российских издательствах

1 Коробков, Г.Е. Численное моделирование напряженно-деформированного состояния и устойчивости трубопроводов и резервуаров в осложненных условиях эксплуатации / Г.Е. Коробков, Р.М. Зарипов, И.А. Шаммазов. – СПб.: Недра, 2009. – 410 с.

2 Расчет и обеспечение прочности трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях: в 2-х т. Т. 1. Численное моделирование напряженно-деформированного состояния и устойчивости трубопроводов / А.М. Шаммазов, Р.М. Зарипов, В.А. Чичелов, Г.Е. Коробков. – М.: Изд-во «Интер», 2005. – 706 с.

3 Расчет и обеспечение прочности трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях: в 2-х т. Т. 2. Оценка и обеспечение прочности трубопроводов / А.М. Шаммазов, Р.М. Зарипов, В.А. Чичелов, Г.Е. Коробков. – М.: Изд-во «Интер», 2006. – 564 с.

4 Последовательная перекачка нефтепродуктов по разветвленным трубопроводам / В.Ф. Новоселов, Е.Н. Ярыгин, Б.А. Козачук и др.; Под. ред. В.Ф. Новоселова. – М.: Недра, 1994. – 112 с.

монографии в региональных издательствах

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

статьи в периодических изданиях, рекомендованных ВАК Министерства

образования и науки РФ

6 Исследование напряженно-деформированного состояния обводненного трубопровода с учетом совместной деформации его подводной и подземных частей и параметров эксплуатации / Р.М. Зарипов, Г.Е. Коробков, Л.Ф. Исламгалеева, И.А. Шаммазов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2010. – № 1. – С.16 – 20.

7 Коробков, Г.Е. Выявление потенциально опасных участков на трубопроводах в активных геодинамических зонах / Г.Е. Коробков, Р.Х. Султангареев, Н.А. Исмайлова // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2009. - № 1. – С. 3-6.

8 Исследование напряженно-деформированного состояния газопровода на пересеченной местности в геодинамической зоне / Р.М. Зарипов, Г.Е. Коробков, Р.Х. Султангареев, И.А. Шаммазов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2009. - № 6. – С. 22-24.

9 Шаммазов, И.А. Исторический аспект решения задач о напряженно-деформированном состоянии трубопровода в геометрически нелинейной постановке / И.А. Шаммазов, Г.Е. Коробков, Р.М. Зарипов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2008. - № 1. – С. 18 - 22.

10 Шаммазов, И.А. Развитие методов решения задач о напряженно-деформированном состоянии трубопровода в геометрически нелинейной постановке / И.А. Шаммазов, Г.Е. Коробков, Р.М. Зарипов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2008. - № 2. – С. 14 - 18.

11 Коробков, Г.Е. Анализ условий эксплуатации балочных переходов магистральных газопроводов / Г.Е. Коробков // Нефтегазовое дело. – 2007. - № 1. – С. 111-115.

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

13 Зарипов, Р.М. Применение решения уравнения изгиба балки на упругом основании к расчету трубопроводов / Р.М. Зарипов, Г.Е. Коробков // Известия Вузов. Нефть и газ. – 2005. - № 1. – С. 74-79.

14 Чичелов, В.А. Расчет напряженно-деформированного состояния трубопровода на болоте с учетом эксплуатационных нагрузок и упругопластической деформации основания / В.А. Чичелов, Р.М. Зарипов, Г.Е. Коробков // Известия Вузов. Нефть и газ. – 2004. - № 6. – С. 70-75.

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

16 Интеллектуальные системы для обеспечения промышленной и экологической безопасности магистральных газопроводов / С.М. Кудакаев, Ф.М. Аминев, В.Ф. Галиакбаров и др. // Газовая промышленность. – 2004. – № 5 – С. 10-12.

17 Исследование напряженно-деформированного состояния и обеспечение прочности трубопровода на оползневом склоне / В.А. Чичелов, А.М. Шаммазов, Р.М. Зарипов, Г.Е. Коробков // Нефтегазовое дело. – 2003. – № 1. – С. 169-176.

18 Зарипов, Р.М. Исследование напряженно-деформированного состояния резервуара и выбор параметров колец жесткости при его ремонте / Р.М. Зарипов, Г.Е. Коробков, В.Ю. Мелихов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2002. - № 10-11. – С. 22-27.

19 Maintenance of strength of main pipelines, operating in non – Standard Conditions/ R. Zaripov, G. Korobkov, R. Khasanov, V. Chichelov // Intellectual Service for Oil & Gas Industry / Anaalysis, Solutions, Perspectives. – 2000. – Р. 247-258.

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

21 Изгиб подземного газопровода, проходящего над карстовой полостью / Р.М. Зарипов, Г.Е. Коробков, А.М. Шаммазов, В.А. Чичелов // Газовая промышленность. Транспорт и подземное хранение газа. – 1998. – № 5. – С. 14-22.

22 Расчет подземного трубопровода при неравномерной вертикальной нагрузке в карстовом грунте / Р.М. Зарипов, Г.Е. Коробков, А.М. Шаммазов, В.А. Чичелов // Газовая промышленность. Транспорт и подземное хранение газа. – 1998. – № 6. – С. 3-11.

23 Зарипов, Р.М. Расчетная модель напряженно-деформированного состояния нефтепродуктопровода в нестандартных условиях работы / Р.М. Зарипов, Г.Е. Коробков // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 1998. - № 10. – С. 6-8.

24 Коробков, Г.Е. Попутный сброс смеси при последовательной перекачке нефтепродуктов по разветвленному трубопроводу / Г.Е. Коробков, А.М. Гарипов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 1987. - № 6. – С.18-20.

25 Закиров, Г.З. Использование отводов при смене жидкостей на участке разветвленного нефтепродуктопровода / Г.З. Закиров, Г.Е. Коробков, А.М. Гарипов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 1985. - № 2. – С.13-15.

26 Коробков, Г.Е. Подключение отводов к  магистральному нефтепродуктопроводу в период прохождения смеси / Коробков Г.Е., Закиров Г.З.// Известия вузов. Нефть и газ. – 1982. – № 8. – С. 71-73.

27 Закиров, Г.З. Рациональный сброс нефтепродуктов по шлейфам в период смены жидкостей в магистральном нефтепродуктопроводе / Г.З. Закиров, Г.Е. Коробков // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 1981. - № 3. – С.18-20.

28 Закиров, Г.З. Повышение эффективности эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов с отводами / Г.З. Закиров, Г.Е. Коробков // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 1980. - № 5. – С.13-15.

обзорная информация и брошюры

29 Зарипов, Р.М. Исследование напряженно-деформированного состояния газопроводов на пересеченных обводненных участках и выбор вариантов их балластировки / Р.М. Зарипов, Г.Е. Коробков, В.А. Чичелов. – М.: 2002. – 38 с. – (Газовая промышленность. Сер. Транспорт и подземное хранение газа: Обзор. информ. / ООО «ИРЦ Газпром»).

30 Чичелов, В.А. Расчеты напряженно-деформированного состояния трубопроводов, эксплуатируемых в сложных условиях в нелинейной постановке / В.А. Чичелов, Р.М. Зарипов, Г.Е. Коробков, И.А. Шаммазов. – М.: 2006. – 84 с. – (Газовая промышленность. Сер. Транспорт и хранение газа: Обзор. информ. / ООО «ИРЦ Газпром»).

31 Зарипов, Р.М.Расчет напряженно-деформированного состояния и прочности газопровода, проходящего по карстовой территории /Р.М. Зарипов, Г.Е. Коробков, В.А. Чичелов. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999. – 74 с.

32 Методика по обследованию, расчету  и проведению мероприятий по разгрузке от чрезмерных напряжений газопроводов, проложенных по карстовой территории / Г.Е. Коробков, Р.М. Зарипов, И.А. Шаммазов и др. Под ред. проф. Шаммазова А.М. – Чайковский, Уфа: Изд-во УГНТУ, 2005. – 118 с.

статьи, материалы и тезисы докладов в других изданиях

33 Напряженно-деформированное состояние однопролетного безкомпенсаторного надземного перехода с учетом совместной деформации с прилегающими подземными участками и параметров эксплуатации / Р.М. Зарипов, Г.Е. Коробков, И.А. Шаммазов, В.Н. Муфтахова // Трубопроводный транспорт – 2009: материалы V Международной учеб.-науч.-практ. конф. – Уфа, 2009. – С. 60 – 61.

34 Зарипов, Р.М. Напряженно-деформированное состояние газопровода в геодинамической зоне на пересеченной местности/ Р.М. Зарипов, Г.Е. Коробков, И.А. Шаммазов // Трубопроводный транспорт – 2009: материалы V Международной учеб.-науч.-практ. конф. – Уфа, 2009. – С. 61-63.

35 Обоснование выбора мероприятия по снижению стрелы подъема обводненного трубопровода анализом его напряженно-деформированного состояния / Р.М. Зарипов, Г.Е. Коробков, Л.Ф. Исламгалеева, И.А. Шаммазов // Трубопроводный транспорт – 2009: материалы V Международной учеб.- науч.-практ. конф. – Уфа, 2009. – С. 58-59.

36 Зарипов, Р.М. Определение допустимой длины всплывающего участка обводненного трубопровода при различных вариантах постановки задачи о напряженно-деформированном состоянии трубопровода / Р.М. Зарипов, Г.Е. Коробков, Л.Ф. Исламгалеева // Трубопроводный транспорт – 2009: материалы V Международной учеб. - Науч. - практ. конф. – Уфа, 2009. – С. 59-60.

37 Коробков, Г.Е. Повышение промышленной и экологической безопасности магистральных трубопроводов на основе интеллектуальной системы локализации аварий / Г.Е. Коробков // Материалы Всероссийского семинара по вопросам совершенствования надзорной деятельности на объектах магистрального трубопроводного транспорта, предприятий нефтегазодобычи, газопереработки и геологоразведки. – Уфа, 2008. – с. 21.

38 Зарипов, Р.М. Моделирование прямолинейного подземного участка трубопровода стержнем на упругом основании / Р.М. Зарипов, Г.Е. Коробков, А.П. Янчушка // Актуальные проблемы технических, естественных и гуманитарных наук: материалы Международной науч. - техн. конф. – Уфа, 2008. – Вып.3. – С. 45 -48.

39. Коробков, Г.Е. Обследование наземных участков линейной части магистральных газопроводов/ Г.Е. Коробков// Трубопроводный транспорт – 2007: тез. докл. III Международной учеб.-науч.-практ. конф. – Уфа, 2007. – С.19-21.

40 Коробков, Г.Е. Интеллектуальная система предупреждения и локализации аварий на магистральных трубопроводах / Г.Е. Коробков// Промышленная безопасность на взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектах. Технический надзор, диагностика и экспертиза: материалы науч. - прак. конф. – Уфа, 2007. – С 83.

41 Коробков, Г.Е. Обоснование условий переукладки надземных балочных в подземные переходы / Г.Е. Коробков, Р.М. Зарипов, Р.Н. Хасанов // Трубопроводный транспорт – 2006: тез. докл. Международной учеб.-науч.-практ. конф. – Уфа, 2006. – С.64-65.

42 Коробков, Г.Е. Определение границ проектирования переукладки надземных балочных в подземные переходы / Г.Е. Коробков, Р.М. Зарипов, Р.Н. Хасанов // Трубопроводный транспорт – 2006: тез. докл. Международной учеб.-науч.-практ. конф. – Уфа, 2006. – С.65-66.

43 Султангареев, Р.Х. Исследование влияния геодинамической нестабильности на работоспособность газопроводов / Р.Х. Султангареев, Г.Е. Коробков // Трубопроводный транспорт – 2005: материалы II Международной учеб. - науч. - практ. конф. – Уфа, 2005. – С.152.

44 Шаммазов, И.А. Методы обеспечения проектного положения трубопроводов/ И.А. Шаммазов, Г.Е. Коробков // Новоселовские чтения: материалы Международной науч.-техн. конф. – Уфа, 2004. – С. 56-57.

45. Шаммазов, И.А. Закрепление трубопроводов в проектном положении с помощью анкеров/ И.А. Шаммазов, Г.Е. Коробков, Р.М. Зарипов // Новоселовские чтения: материалы Международной науч.-техн. конф. – Уфа, 2004. – С. 57-58.

46. Зарипов, Р.М. Численный метод исследования напряженно-деформированного состояния резервуара с отклонениями геометрической формы / Р.М. Зарипов, Г.Е. Коробков, С.В. Иванов // Новоселовские чтения: материалы Международной науч.-техн. конф. – Уфа, 2004. – С. 59-60.

47. Зарипов, Р.М. К выбору эффективной технологии ремонта резервуара с отклонениями геометрической формы по результатам оценки его напряженно-деформированного состояния / Р.М. Зарипов, Г.Е. Коробков, С.В. Иванов// Материалы Новоселовских чтений: сб. науч. тр. Вып. 2. – Уфа, 2004. – С. 199-202.

48 Чичелов, В.А. Моделирование напряженно-деформированного состояния обводненных карстовых участков газопровода / В.А. Чичелов, Р.М. Зарипов, Г.Е. Коробков // Прикладная синергетика и проблемы безопасности: сб. науч. тр. – Уфа, 2003. – С. 62-73.

49 Обследование, расчет и выполнение мероприятий от чрезмерных напряжений трубопроводов, подверженных воздействию оползающих грунтов / В.А. Чичелов, Р.Н. Хасанов, А.М. Шаммазов и др. // Материалы IV Конгресса нефтегазопромышленников России. Тематическая секция «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности трубопроводного транспорта углеводородного сырья»: тез. докл. – Уфа, 2003. – С. 47 – 49.

50 Обследование, расчет и выполнение мероприятий по разгрузке от чрезмерных напряжений трубопроводов, проложенных в сложных инженерно-геологических условиях /В.А Чичелов, Р.Н. Хасанов, А.М. Шаммазов и др.// Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта: тез. докл. IV Международной науч.-практ. конф. – Новополоцк, 2003. – С. 25.

51 Чичелов, В.А. Исследование напряженно-деформированного состояния обводненных карстовых участков газопровода методом компьютерного моделирования / В.А. Чичелов, Р.М. Зарипов, Г.Е. Коробков // Материалы Международной науч.-практ.конф. «Трубопроводный транспорт – сегодня и завтра». – Уфа, 2002. – С. 202-203.

52 Зарипов, Р.М. Оценка эффективности стабилизации положения газопровода на обводненном карстовом участке с помощью анкеров / Р.М. Зарипов, В.А. Чичелов, Г.Е. Коробков // Материалы  Международной науч.-практ.конф. «Трубопроводный транспорт – сегодня и завтра». – Уфа, 2002. – С. 171-172.

53 Зарипов, Р.М. Анализ частных случаев общего решения задач расчета трубопроводов при прогибах, соизмеримых с толщиной стенки трубы / Р.М. Зарипов, Г.Е. Коробков, В.А. Чичелов // Материалы III Конгресса нефтегазопромышлеников России. Секция Н «Проблемы нефти и газа». – Уфа, 2001. – С. 234-235.

54 Коробков, Г.Е. Обеспечение безопасной эксплуатации трубопроводов на пересеченных обводненных участках/ Г.Е. Коробков, В.А. Чичелов, Р.М. Зарипов // Материалы IX  Всероссийского семинара «Проблемы промышленной безопасности в системе магистрального трубопроводного транспорта». – Уфа, 2001. – С. 156-170.

55 Математическая модель расчета напряженно-деформированного состояния газопровода в сложных инженерно-геологических условиях/ Р.М. Зарипов, Г.Е. Коробков, Р.Н. Хасанов, В.А. Чичелов // Научно-технические достижения в газовой промышленности: сб. науч. тр. –Уфа, 2001. – С. 362-371.

56 Анализ результатов мониторинга и расчетов напряженно-деформированного состояния газопровода при установке опор в карстовой зоне / В.А. Чичелов, Р.Н. Хасанов, С.С. Фесенко и др. // Материалы III Конгресса нефтегазопромышлеников России. Секция Н «Проблемы нефти и газа». – Уфа, 2001. – С. 230-232.

57 Защита магистральных трубопроводов, транспортирующих углеводороды, от разрушительного воздействия карста / В.А. Чичелов, Р.Н. Хасанов, А.М. Шаммазов и др. // Материалы Второго Международного симпозиума «Наука и технология углеводородных дисперсных систем». Науч. тр. – Уфа, 2000. – Т.1. – С. 12-14.

58 Зарипов, Р.М. К методам расчета напряженно-деформированного состояния трубопровода с кривыми вставками / Р.М. Зарипов, Г.Е. Коробков, Р.Н. Хасанов, О.В. Чичелов // Материалы Второго Международного симпозиума «Наука и технология углеводородных дисперсных систем». Науч. тр. – Уфа, 2000. – Т.1. – С. 259-260.

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

60 Зарипов, Р.М. Нелинейная задача напряженно-деформированного состояния газопровода, проложенного в карстовом грунте / Р.М. Зарипов, Г.Е. Коробков, В.А. Чичелов// Проблемы нефтегазового комплекса в условиях становления рыночных отношений: сб. науч. ст. – Уфа, 1999. – Вып. 2. – С. 207-218.

61 Определение характеристик НДС газопровода в карстовом грунте / Р.М. Зарипов, Г.Е. Коробков, А.М. Шаммазов, Р.Н. Хасанов // Научно-технические достижения и передовой опыт в нефтегазовой промышленности: сб. науч. тр. – Уфа, 1999. – С. 286-295.

62 К расчету НДС газопровода, проходящего над карстовой полостью/ Р.М. Зарипов, Г.Е. Коробков, А.М. Шаммазов, В.А. Чичелов// Научно-технические достижения и передовой опыт в нефтегазовой промышленности: сб. науч. тр. – Уфа, 1999. – С. 352-365.

63 К вопросу взаимодействия магистрального трубопровода и карстовой полости / Р.А. Фазлетдинов, Г.Е. Коробков, Р.М. Зарипов, В.А. Чичелов // Проблемы нефтегазового комплекса России: тез. докл. Международной науч.-техн. конф. – Уфа, 1998. – С. 62.

64 Зарипов, Р.М. Труба над карстовым провалом/ Р.М. Зарипов, Г.Е. Коробков, В.А. Чичелов// Потенциал: производственно-технический журнал. – 1998. – № 2. – С. 66-72.






© 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.