Несущая способность глубоководных трубопроводов

• Автор: Горяинов, Юрий Афанасьевич
• Шифр специальности: 05.15.13
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2000
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 135 с.

ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
I. АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОЕКТНЫХ РАЗРАБОТОК ДЛЯ ГЛУБОКОВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
1.1. Перспективы строительства морских газопроводов в России
1.2. Особенности строительства глубоководных трубопроводов
1.3. Особенности эксплуатации глубоководных трубопроводов
1.4. Экологические особенности строительства и эксплуатации глубоководных трубопроводов
1.4. Особенности проектирования глубоководных трубопроводов
1.5. Цель и содержание работы
II. ИССЛЕДОВАНИЕ СМЯТИЯ ГЛУБОКОВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
2.1. Критический анализ мировых норм проектирования
морских трубопроводов
2.2. Теоретические основы расчета глубоководных
трубопроводов на смятие
2.3. Обоснование необходимости проведения
экспериментального исследования
2.4. Задачи экспериментального исследования
2.5. Описание экспериментальной установки
2.6. Измерение геометрических параметров труб
2.7. Методика отбора образцов и испытаний механических
свойств материалов
2.8. Методика проведения испытаний
2.9. Результаты экспериментальных исследований
2.10 Анализ полученных результатов
2.11. Защита глубоководных трубопроводов от лавинного
смятия
III. ИССЛЕДОВАНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ СВОБОДНЫХ ПРОЛЕТОВ ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
3.1. Критический анализ и выбор расчетной схемы
3.2. Выбор и обоснование метода решения задачи
3.3. Влияние реальных характеристик опор и неровностей дна на
устойчивость свободных пролетов
3.4. Влияние свойств грунта и эксплуатационных параметров
трубопровода на устойчивость свободных пролетов
3.5. Продольный изгиб свободных пролетов
IV. НЕСУЩАЯ СПОСОБНОСТЬ ГЛУБОКОВОДНОГО ГАЗОПРОВОДА РОССИЯ-ТУРЦИЯ
4.1. Выбор толщины стенки газопровода
4.2. Оптимизация расстановки ограничителей лавинного смятия
4.3. Расчет предельно допустимых свободных пролетов
4.4. Технико-экономические критерии выбора методов
корректировки свободных пролетов
ОБЩИЕ ВЫВОДЫ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время основными стратегическими направлениями развития газовой промышленности России следует считать увеличение добычи газа за счет разработки новых месторождений и одновременное расширение экспортных поставок природного газа в Западную Европу и страны Азии.
Одним из наиболее перспективных регионов с точки зрения добычи газа является полуостров Ямал с его крупнейшими месторождениями -Бованепковским, Харасавэйским и Крузенштерновским. Для транспорта газа, добываемого на Ямале, планируется строительство газотранспортной системы «Ямал-Европа». При этом, как показал технико-экономический анализ, наиболее эффективными являются варианты трасс, пересекающих Байдарацкую и Обскую губу Карского моря.
Другим перспективным газоносным районом является акватория Западной Арктики, включая Баренцево, Карское и Печорское моря. Крупнейшим среди месторождений Арктического шельфа является
Штокмановское газоконденсатное месторождение. Транспортировка газа этого месторождения возможна только по подводному газопроводу, при этом протяженность морского участка составляет около 550 км, а максимальная глубина воды достигает 350 м.
В настоящее время актуальным является также вопрос освоения
углеводородных месторождений Обской и Тазовской губ.
В более далекой перспективе можно рассматривать освоение
газоконденсатных месторождений шельфовой зоны Ямала (Русановского и Ленинградского).
В области экспортных поставок газа строительство морских
газопроводов позволяет избежать уплаты пошлин за транзит газа по территории других государств, а также в ряде случаев существенно сократить протяженность трассы.
толстостенных труб с соотношением наружного диаметра и толщины стенки до 20.
Допустимый уровень кольцевых напряжений по всем нормам оценивается на основе минимального предела текучести и нормативного коэффициента надежности. Исключение составляют Норвежские правила [76], по которым дополнительно требуется сопоставлять кольцевые напряжения с пределом прочности стали, умноженным на свой нормативный коэффициент.
При прочих равных условиях по Американскому и Британскому стандартам и Российским нормам (для глубоководного участка) толщина стенки получается практически одинаковой за счет единого коэффициента надежности (0,72). При расчете по Норвежским правилам [76] коэффициент надежности для условий эксплуатации принимается равным 0,77; а толщина стенки получается меньшей. Объясняется это тем, что Норвежские правила содержат повышенные требования к качеству стали, в частности, уменьшенный статистический разброс прочностных показателей, что в итоге и позволяет обеспечить требуемую надежность.
Российские нормы наиболее консервативны при расчете толщины стенки береговых и прибрежных участков (расчетный коэффициент надежности 0,6). Это значение заимствовано из СНиП 2.05.06-85 [18] и отражает российский опыт 70-80-х годов по строительству переходов через реки. При условии применения высококачественных труб импортной поставки и привлечения современных методов строительства, включая зарубежных подрядчиков, может оказаться, что данные требования к толщине стенки окажутся завышенными.
Наиболее характерным отличием норм проектирования морских трубопроводов является необходимость проведения расчетов на смятие сечения трубы от наружного гидростатического давления. Смятие может проявляться в виде потери устойчивости кольцевого сечения (упругое