Разработка методов оценки напряженно-деформированного состояния морских газопроводов с бетонным покрытием при укладке тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.19, кандидат технических наук Морин, Игорь Юрьевич

• Морин, Игорь Юрьевич
• кандидат технических наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат технических наук Морин, Игорь Юрьевич

Оглавление

Введение

1 Состояние вопроса по расчёту укладки морских трубопроводов

1.1 Методы строительства морских трубопроводов

1.2 Методы расчёта укладки морских трубопроводов. Актуальные направления исследований

1.3 Особенности расчета укладки морских трубопроводов с бетонным утяжеляющим покрытием

1.4 Выводы по главе

2 Разработка методов определения напряженно-деформированного состояния трубопроводов с бетонным утяжеляющим покрытием при укладке стингерным методом

2.1 Постановка задачи

2.2 Двухуровневый алгоритм расчёта НДС морских трубопроводов с бетонным утяжеляющим покрытием при укладке

2.3 Разработка конечно-элементных моделей для расчёта напряженно-деформированного состояния морских трубопроводов при укладке

2.3.1 Формирование базисной системы КЭ уравнений для задач с физической и геометрической нелинейностями

2.3.2 Расчетные модели материала обетонированных труб

2.3.3 Основные типы разработанных КЭ-моделей обетонированных труб

2.4 Тестирование КЭ моделей и алгоритма расчёта НДС морских трубопроводов при укладке

2.5 Выводы по главе

3 Расчетное исследование взаимодействия бетонного покрытия с трубой при укладке

3.1 Перечень решаемых задач

3.2 Влияние типоразмера трубы и базовых характеристик бетонного покрытия на изгибную жёсткость системы «стальная труба -бетонное утяжеляющее покрытие»

3.3 Влияние типоразмера трубы и базовых характеристик бетонного покрытия на величину краевого эффекта от надавливания краем бетонного покрытия на тело трубы при изгибе в процессе укладки

3.4 Влияние отслоения и сдвига бетонного покрытия при недостатке величины адгезии между защитным противокоррозионным и бетонным покрытиями

3.5 Влияние растрескивания бетонного покрытия при укладке на НДС необетонированных участков трубопровода при укладке

3.6 Влияние технологического натяжения на трубоукладочном судне на уровень продольных деформаций в трубопроводе с бетонным покрытием

3.7 Выводы по главе

4 Практическое применение работы

4.1 Расчётное обоснование выбора величины натяжения на ТУС при укладке

4.2 Пример расчёта напряженно-деформированного состояния необетонированного трубопровода

4.3 Расчёт напряженно-деформированного состояния газопровода с бетонным покрытием

4.4 Результаты применения работы на объектах ОАО «Газпром»

4.4.1 Подводный переход через Байдарацкую губу

4.4.2 Газопровод Джубга — Лазаревское — Сочи

4.4.3 Морской переход через пролив Невельского Магистрального газопровода «Сахалин - Хабаровск - Владивосток»

4.4.4 Подводные промысловые трубопроводы проекта

«Обустройство Киринского месторождения»

4.5 Выводы по главе

Заключение

Список литературы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методов оценки напряженно-деформированного состояния морских газопроводов с бетонным покрытием при укладке»

Введение

Актуальность работы

До недавнего времени строительство подводных трубопроводов в России ограничивалось укладкой на сравнительно небольшие глубины, характерные для переходов магистральных нефте- и газопроводов через реки, озера, водохранилища и другие водные преграды (шельф Каспийского моря, Ладожское озеро, Охотское море, Куйбышевское водохранилище, Финский залив и др.) с глубинами до 60 метров.

В последнее десятилетие ситуация изменилась и компанией ОАО «Газпром» осуществляется реализация значительного числа проектов по строительству более глубоководных морских магистральных газопроводов. Первым российским проектом сверхглубоководного газопровода является осуществленный в 1999 -2001 годы проект «Голубой поток» магистрального газопровода Россия -Турция с максимальными глубинами укладки 2100 метров. Далее последовала серия проектов по строительству морских участков магистральных газопроводов: «Бованеково - Ухта», «Сахалин -Хабаровск - Владивосток», «Джубга - Лазаревское - Сочи», «СевероЕвропейский газопровод». На этапе разработки находится проект «Южный поток» магистрального газопровода Россия - Западная Европа, строительство которого планируется выполнить в акватории Черного моря на глубинах до 2000 метров.

При строительстве морских трубопроводов широко используются трубы с бетонным утяжеляющим покрытием, предназначенным для придания трубопроводу отрицательной плавучести и механической защиты трубопровода от повреждения падающим грузом (якоря, сетевая оснастка рыболовных судов и др.). Укладка морских трубопроводов с бетонным утяжеляющим покрытием, как правило, осуществляется

стингерным методом с применением специализированных трубоукладочных судов (ТУС).

Проектирование, строительство и эксплуатация морских трубопроводов ОАО «Газпром» в настоящее время выполняется в соответствии с требованиями морского стандарта СТО Газпром 2-3.7050-2006 (01Ч\/-08-Р101). Согласно требованиям этого стандарта, расчёт напряженно-деформированного состояния (НДС) трубопровода для всех режимов укладки при строительстве, включая аварийные, является обязательным элементом проектных работ. По результатам такого расчёта определяется проектная толщина трубопровода, рассчитываются технологические карты укладки и задаются нормы допустимой дефектности монтажных кольцевых сварных соединений. Однако методы и алгоритмы требуемого расчёта НДС при укладке как необетонированных трубопроводов, так и трубопроводов с бетонным утяжеляющим покрытием данным стандартом не регламентированы.

В связи с вышеперечисленным представляется актуальной разработка уточнённого и эффективного метода расчёта НДС морских трубопроводов с бетонным утяжеляющим покрытием при укладке стингерным методом. Данный метод позволит изучить влияние бетонного покрытия на НДС необетонированных стыков труб, обеспечит оперативный и корректный расчёт технологических карт укладки, необходимых для качественного выполнения строительно-монтажных работ, а также даст возможность увеличить темпы строительства за счет сокращения объемов ремонта монтажных сварных соединений трубопровода по результатам выполнения инженерной оценки критического состояния монтажных сварных соединений.

Цель работы

Разработка методов оценки напряженно-деформированного состояния морских газопроводов с бетонным утяжеляющим покрытием

при стингерной укладке для повышения темпов и качества строительных работ при выполнении принципов обеспечения эксплуатационной надёжности.

Основные задачи работы

1. Исследование влияния натяжения на трубоукладочном судне на напряженно-деформированное состояние трубопровода при укладке стингерным методом.

2. Исследование влияния типоразмера труб и толщины бетонного покрытия на напряженно-деформированное состояние необетонированных участков трубопровода в зоне расположения монтажных сварных соединений.

3. Исследование влияния адгезионных свойств, растрескивания и выкрашивания бетонного покрытия на напряженно-деформированное состояние необетонированных участков трубопровода при укладке стингерным методом.

4. Разработка уточнённого метода определения перемещений оси и внутренних силовых факторов в трубопроводе с бетонным утяжеляющим покрытием, укладываемом на дно моря стингерным методом, и его программная реализация.

5. Разработка уточненного и эффективного метода расчёта напряженно-деформированного состояния трубопровода, учитывающего влияние бетонного покрытия на уровень деформирования необетонированных участков трубы при укладке стингерным методом.

Научная новизна

Разработан уточнённый метод определения перемещений оси и внутренних силовых факторов в трубопроводе, укладываемом на дно моря стингерным методом, учитывающий наличие бетонного покрытия. Разработанный метод позволяет учесть следующие особенности укладки морских трубопроводов стингерным методом:

- геометрическая нелинейность задачи (большие деформации металла трубы, большие перемещения оси трубы);

- физическая нелинейность задачи (нелинейные свойства металла труб и бетонного покрытия);

- технологические особенности укладки морских трубопроводов с применением стингерных ТУС (особенности деформирования трубы при прохождении по роликовым опорам стингера);

- особенности профиля морского дна, на которое укладывается трубопровод при спуске с ТУС (реализован учет произвольной формы профиля, абсолютно жесткое или упругое основание);

- трехмерность (неплоскость) деформирования оси трубопровода при укладке с учетом заданной формы коридора укладки и неплоского характера ряда действующих природных воздействий (течение, волнение и пр.).

Разработан эффективный уточнённый метод определения напряженно-деформированного состояния трубопровода, учитывающий влияние бетонного покрытия на уровень деформирования необетонированных участков трубы при укладке стингерным методом. Разработанный метод позволяет учесть следующие эффекты:

- изменение по длине оси изгибной жесткости трубопровода с бетонным утяжеляющим покрытием;

- краевой эффект от надавливания краем бетонного покрытия на тело трубы;

- отслоение и сдвиг бетонного покрытия при недостатке величины адгезии между защитным противокоррозионным и бетонным покрытиями;

- влияние растрескивания бетонного покрытия при укладке на НДС необетонированных участков труб.

Исследовано влияние натяжения на трубоукладочном судне на напряженно-деформированное состояние трубопровода при укладке стингерным методом.

Исследовано влияние типоразмера труб и толщины бетонного покрытия на напряженно-деформированное состояние необетонированных участков трубопровода в зоне расположения монтажных сварных соединений.

Исследовано влияние адгезионных свойств, растрескивания и выкрашивания бетонного покрытия на напряженно-деформированное состояние необетонированных участков трубопровода при укладке стингерным методом.

Защищаемые положения

1. Уточнённый метод определения перемещений оси и внутренних силовых факторов в трубопроводе с бетонным утяжеляющим покрытием, укладываемом на дно моря стингерным методом.

2. Уточненный метод оценки напряженно-деформированного состояния трубопровода, учитывающий влияние бетонного покрытия на уровень деформирования необетонированных участков трубопровода при укладке стингерным методом.

3. Методика определения влияния типоразмера труб и толщины бетонного покрытия, а также адгезионных свойств, растрескивания и выкрашивания бетонного покрытия на напряженно-деформированное состояние необетонированных участков морского трубопровода при укладке стингерным методом.

4. Расчётное обоснование выбора величины натяжения на трубоукладочном судне при формировании технологических режимов стингерной укладки морских трубопроводов с бетонным утяжеляющим покрытием.

Практическая значимость диссертационной работы состоит в следующем:

- разработан эффективный уточнённый метод определения НДС морских трубопроводов с бетонным утяжеляющим покрытием, позволяющий выполнять корректный расчёт укладки трубопроводом с применением стингерных трубоукладочных судов;

- разработанный метод реализован в виде программного кода на языке APDL для применения в современных версиях программного конечно-элементного комплекса ANSYS, что позволяет повысить оперативность и эффективность выполнения расчётов и визуализации полученных результатов;

- разработанные методы и их программная реализация применены для расчёта морской укладки при разработке компанией ООО «Газпром ВНИИГАЗ» экспертных заключений в рамках научно-технического сопровождения строительства морских участков магистральных газопроводов «Бованенково - Ухта», «Сахалин -Хабаровск - Владивосток», «Джубга - Лазаревское - Сочи» и проекта «Обустройство Киринского месторождения».

- результаты выполненных параметрических исследований влияния характеристик бетонного утяжеляющего покрытия на НДС необетонированных участков труб могут быть использованы при выборе алгоритма расчёта укладки трубопроводов на новых морских проектах.

Апробация работы

Основные результаты работы докладывались на:

- Отраслевом совещании «Состояние и направления развития неразрушающего контроля сварных соединений объектов транспорта газа ОАО «Газпром»» (г. Саратов, 2009 г.);

- Ill Международной научно-технической конференции «Газотранспортные системы: настоящее и будущее» (GTS-2009, г. Москва, 2009 г.);

- Международной научно-технической конференции «Остаточный ресурс и проблемы модернизации систем магистральных и промысловых трубопроводов» (г. Киев, 2011 г.);

- IV Международной научно-технической конференции «Газотранспортные системы: настоящее и будущее» (GTS-2011, г. Москва, 2011 г.);

- VII Международной научно-технической конференции «Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта» (г. Полоцк, 2011 г.).

Публикации

В процессе работы над диссертацией автором опубликовано 9 печатных работ, в том числе 2 в изданиях, входящих в "Перечень ..." ВАК Минобрнауки РФ.

1 Состояние вопроса по расчёту укладки морских трубопроводов

1.1 Методы строительства морских трубопроводов

С открытием морских месторождений нефти в мелководье Мексиканского залива в конце 1940-х начались разработки методов строительства морских трубопроводов. Первые трубопроводы в Мексиканском заливе были введены в эксплуатацию в 1954 году [1].

К настоящему моменту морские месторождения обнаружены на глубинах, превышающих 3000 км.

В России, вплоть до 1999 г., строительство подводных трубопроводов ограничивалось глубинами 10 - 60 метров, характерными для переходов магистральных нефте- и газопроводов через реки, озера, водохранилища и другие водные преграды (шельф Каспийского моря, Ладожское озеро, Охотское море, Куйбышевское водохранилище, Финский залив и др.).

Наиболее распространенными методами укладки морских трубопроводов являются:

- S-метод (или стингерный метод; используется на малых и средних глубинах);

- J-метод (от средних до больших глубин);

- барабанный метод (от средних до больших глубин).

В данном случае под малыми глубинами понимаются глубины до 150 метров, под средними - от 150 до 300 метров, и под большими -свыше 300 метров.

К другим методам, используемым при строительстве морских газопроводов, относятся:

- Метод протаскивания (буксировки) трубопровода по морскому

дну;

- Методы протаскивания над морским дном, «в средней воде»1 и на поверхности.

Методы протаскивания могут использоваться на всём диапазоне глубин.

Одним из наиболее распространённых методов строительства морских трубопроводов является Б-метод. Принципиальная схема данного метода показана на рисунке 1.

Характерным конструктивным элементом трубоукладочного судна, реализующего Э-метод, является стингер, предназначенный для формирования пологой линии оси трубопровода при сходе с корабля. При использовании Б-метода ось трубопровода образует линию, по форме напоминающую букву Б, состоящую из двух участков с различным знаком кривизны: зона перегиба и зона провиса.

Рисунок 1 - Принципиальная схема укладки трубопровода Б-методом

В процессе строительства данным методом трубопровод удерживается на судне с помощью натяжителей, за счёт чего вся Б-

Посты

Трубоукладочное судно

1 Данный термин является дословным переводом англоязычного термина «Mid depth tow» в связи с отсутствием устоявшегося русскоязычного термина

образная кривая находится в растянутом состоянии. Горизонтальное усилие, действующее на судно со стороны трубопровода, компенсируется с помощью якорей или двигателей.

Кроме натяжителей, трубопровод на таких судах может удерживаться с помощью лебёдки, предназначенной для опускания трубопровода на дно и/или экстренного сброса трубопровода в случаях, предусмотренных регламентом проведения строительных работ. Так же на судне располагается сварочная линия, состоящая из одного или нескольких сварочных постов, поста неразрушающего контроля и поста изоляции сваренных стыков.

Обычно выделяют 3 поколения трубоукладочных барж, реализующих S-метод.

К 1-му поколению относят простейшие баржи, на которых установлены прямолинейные стингеры, выполненные в виде двух трубчатых ферм, оснащённых роликами-опорами. Наряду со стингерами на ТУБ этого типа предусматривалось натяжение трубопровода, которое осуществлялось с помощью канатов. Максимальная глубина укладки для барж 1-го поколения не превышала 60 м, диаметр труб - 500 мм, натяжение - 200 кН, а отношение диаметра D к толщине стенки трубы t - не менее 60.

Ко 2-му поколению относят специальные баржи, оснащённые криволинейными (жёсткими или шарнирными) стингерами длиной до 200 м, устройствами натяжения с усилием до 900 кН, позиционирования в створе трассы, способные производить укладку трубопроводов диаметром 1200 мм на глубинах до 300 м при высоте волн до 4 м. Судна этого класса обеспечивают возможность сооружения трубопроводов отношением 30 < D/t < 60 при темпе укладки 100 км в сезон.

Трубоукладочные баржи 3-го поколения - полупогружного типа. Нижняя часть баржи обычно, выполненная в виде понтонов, находится в ^ погружном состоянии на глубине до 25 м, что позволяет существенно

стабилизировать положение баржи и уменьшить влияние волн на процесс укладки. Стингер переменной плавучести и кривизны позволяет регулировать положение и напряжения в трубопроводе. Обычно стингер полупогружного судна частично встроен в корпус (примерно половина), а другая часть прикреплена к корпусу шарнирно. При необходимости нижняя часть стингера может быть поднята над водой, что позволяет существенно повысить маневренность судна. Трубоукладчики данного класса применяются для укладки трубопроводов диаметром 900 - 1200 мм с натяжением 2150 кН при высоте волн до 5 м и позволяют укладывать до 200 км трубопровода за сезон.

Одно из таких судов показано на рисунке 2 [2].

Рисунок 2 - Трубоукладочное судно «Фортуна»

Для строительства глубоководных трубопроводов был разработан и-метод. На судах, реализующих данный метод укладки, трубы свариваются в вертикальном (или близком к вертикальному) положении.

Конфигурация трубопровода в процессе строительства показана на рисунке 3.

Грузовой

Рисунок 3 - Принципиальная схема укладки трубопровода и-метода

При укладке данным методом исключается знакопеременный изгиб трубопровода, что ведёт к уменьшению накопленной пластической деформации по сравнению с Э-методом, применяемым на той же глубине. Зона перегиба при сходе с корабля отсутствует, благодаря чему не требуется стингер значительных габаритов, поддерживающий минимально-допустимый радиус изгиба.

С другой стороны, на судне требуется наличие специальной башни, в которой расположены натяжители, сварочный комплекс, установки для проведения неразрушающего контроля и изоляции стыков, что существенно увеличивает габариты судна.

Как правило, процесс строительства с применением и-метода идёт медленнее, чем Б-методом. Однако применение больших башен,

способных обрабатывать секции из 2-х или даже из 4-х труб, как на 5а1рет 7000 (рисунок 4 [3]) - одном из крупнейших трубоукладочных судов в мире, - способно существенно увеличить производительность.

Рисунок 4 - Трубоукладочное судно Заірет 7000

Альтернативой сварке трубопровода на трубоукладочном судне является барабанный метод. При этом методе строительства трубопровод «наматывается» на большой барабан, размещённый на судне, когда судно находится у причала (либо барабан переносится на берег для «намотки» трубопровода), и затем «разматывается» в месте укладки. Барабан на судне может располагаться как горизонтально, так и вертикально. Барабанный метод снижает трудозатраты, позволяя большую часть сварки, рентген, нанесение антикоррозионного покрытия и испытания производить на суше, где затраты на производство в целом ниже, чем затраты на аналогичную работу в море. Строительство

происходит с применением в- или ^метода в зависимости от конструкции судна и глубины воды. Принципиальные схемы укладки трубопроводов с судов с горизонтальным и вертикальным размещением барабанов показаны на рисунках 5, 6 соответственно.

Барабан

Рисунок 5 - Схема укладки трубопровода барабанным методом с судна с горизонтальным размещением барабана

Барабан

Рисунок 6 - Схема укладки трубопровода барабанным методом с судна с горизонтальным размещением барабана

Суда с горизонтальным расположением барабана предназначены преимущественно для укладки трубопровода Э-методом и используются на малых и средних глубинах. Суда с вертикальным расположением барабана применяются для строительства и-методом на средних и больших глубинах. Одно из таких судов показано на рисунке 7 [4].

Рисунок 7 - Трубоукладочное судно Аедіг

Барабанная технология обеспечивает более безопасные и стабильные условия работы по сравнению с другими технологиями строительства, тем самым, ускоряя строительство трубопровода до 10 раз, что особенно важно при малых временных интервалах, доступных для строительства (например, по погодным условиям).

Данный метод применим для трубопроводов диаметром до 450 мм [1].

Основными недостатками барабанного метода являются: - возможность применения только на малых диаметрах;

- значительное количество времени, требуемое для намотки и доставки к месту строительства нового барабана;

- необходимость создания места, где производится сварка и намотка трубопровода, вблизи строящегося объекта;

- значительные пластические знакопеременные (при наматывании и разматывании) деформации трубопровода и связанное с этим изменение свойств материала трубы (эффект Баушингера);

- невозможность использования труб с бетонным покрытием.

Для строительства трубопроводов через внутренние озёра,

широкие реки, а так же на море, может применяться метод протаскивания.

При строительстве трубопроводов методом протаскивания трубопровод собирается на береговом участке, имеющем доступ к воде.

В случае строительства морского трубопровода преимуществом этих методов является то, что трубопровод сваривается на берегу с применением «наземных» методов. После сборки трубопровода проводятся гидроиспытания, трубопровод обезвоживается и перемещается в воду с помощью буксировочного судна. Таким способом трубопровод буксируется к месту, где он должен быть подсоединён к предварительно установленному объекту. В ряде случаев это оказывается дешевле, чем использование трубоукпадочных судов. Преимущества данного метода проявляются при строительстве участков малой протяженности. Для каждого конкретного случая требуется проведение анализа целесообразности применения данного метода. Данным способом могут строиться трубопроводы, располагаемые как перпендикулярно, так и параллельно береговой линии.

Для строительства трубопровода перпендикулярно береговой линии требуется свободный участок, располагаемый перпендикулярно берегу, достаточно длинный, чтобы на нём можно было разместить

максимально-длинную сваренную секцию трубопровода. На данном участке монтируются роликовые направляющие или рельсовая система, с которых трубопровод сходит непосредственно в воду.

Предварительно сваренная и прошедшая испытания секция размещается на данных направляющих. Трос буксирующего судна присоединяется к концу секции и секция тянется в воду. Во время всего процесса используется дополнительная «обратная» лебёдка, требующаяся для контроля натяжения трубопровода и позволяющая затянуть трубопровод обратно на берег при возникновении внештатной ситуации.

При строительстве трубопровода параллельно береговой линии, как правило, есть возможность использовать более длинный участок для сборки трубопровода, что позволяет смонтировать на берегу трубопровод полностью, а не по секциям. При этом в ряде случаев можно обойтись без направляющих роликов, переместив готовый трубопровод в воду с помощью подъёмных кранов.

В течение всего процесса протаскивания производится строгий контроль радиуса изгиба трубопровода по всей длине.

Для глубоководной буксировки в трубопровод может предварительно под давлением закачиваться азот, компенсирующий внешнее давление, в целях предотвращения смятия сечения трубы. Таким способом могут быть достигнуты глубины вплоть до 1 км [1].

Данный метод делится по положению трубы в воде во время буксировки на:

- протаскивание по дну;

- протаскивание над дном;

- протаскивание «в середине воды» (на равном удалении от поверхности и дна);

- протаскивание по поверхности.

Как следует из названия, протаскивание по дну производится при непосредственном трении трубопровода о морское дно. Следовательно, длина буксируемой секции ограничена максимальным тяговым усилием буксирующего судна; на ряде типоразмеров лимитирующим фактором может стать максимальное растягивающее усилие, которое может выдержать труба. Для защиты трубы в процессе буксировки требуется установка дополнительной защиты. Если маршрут протаскивания трубопровода пересекает существующие трубопроводы, требуется принятие дополнительных защитных мер, направленных на обеспечение безопасности существующих трубопроводов.

Для использования метода протаскивания над дном по всей длине трубы дискретно прикрепляются элементы, обеспечивающие дополнительную плавучесть («поплавки»), достаточную, что бы труба располагалась над морским дном. Преимуществом этого метода является упрощение протаскивания трубы над различными преградами, такими, как газопровод, расположенный поперёк направления протаскивания. Кроме того, не требуется установка дополнительных износостойких покрытий на трубопровод и уменьшается необходимое тяговое усилие буксира. Очевидный недостаток - необходимость установки элементов, обеспечивающих дополнительную плавучесть.

Методы буксировки «в середине воды» и на поверхности требуют применения дополнительного судна, расположенного в конце транспортируемого участка и обеспечивающего натяжение трубопровода и контроль глубины его расположения. В случае буксировки трубопровода «в средней воде» требуется ещё одно судно, постоянно проводящее контроль глубины расположения трубопровода по всей длине.

1.2 Методы расчёта укладки морских трубопроводов. Актуальные направления исследований

Научные основы в области проектирования, сооружения и эксплуатации подводных трубопроводов были заложены и получили развитие в работах широкого круга ученых. Среди них как отечественные ученые: В.Л. Березин, П.П. Бородавкин, Ю.А. Горяинов, И.А. Искандеров, М.А. Камышев, В.Ф.Кожинов, И.П. Кулиев, И.Л. Бошкова, К .Я. Капустин, Б.И. Ким, С.И. Левин, Н.Ф. Нефедова, С.А.Оруджев, О.Б. Шадрин, A.M. Шамазов, В.В. Харионовский, так и зарубежные исследователи: Bynum Douglas, G. Clauss, R.T. Igland, S. Kyriakides, C.D. Babcock, Lam Quang Chien, T. Moan, A.H. Mousseli, Reifel Michael D., Rapp Ira H, R. True, J.R. Wilkins и др. [5 - 28]

Алгоритмы и методы расчёта процесса укладки должны учитывать следующие особенности процесса укладки:

- геометрическая нелинейность процесса (большие перемещения осевой линии трубопровода, превосходящие характерный размер поперечного сечения трубопровода в 10 - 1000 раз [9, 28]; большие деформаций на трубопроводах, укладываемых барабанным методом, и трубопроводах, укладываемых на большие глубины; большая вероятность появления пластических деформаций при нештатных режимах укладки трубопровода);

- физическая нелинейность (упругопластичное поведение стали; растрескивание и выкрашивание бетонного покрытия; не постоянная по длине обетонированного трубопровода изгибная жёсткость);

- воздействие окружающей среды на морской трубопровод (нагрузки, вызванные наличием течений в зоне укладки трубопровода; воздействие волн на трубоукладочное судно).

Существующие методы расчёта укладки морских трубопроводов можно условно разделить на три категории.

Методы первой категории основаны на использовании уравнений балочного изгиба, учитывающих большие перемещения и углы поворота оси трубопровода при укладке [29, 30].

Данная теория покрывает практически весть спектр геометрических нелинейностей, присущих данной задаче: большие перемещения и углы поворота, трёхмерная кривизна упругой линии оси трубопровода, произвольные условия нагружения и закрепления. Решение может быть получено [31, 32] в компактной, удобной для анализа форме. Замкнутая система уравнений, описывающая процесс укладки и-методом, и способы её решения приведены в [31].

При выводе этих уравнений были приняты допущения о том, что деформирование трубопровода происходит в одной плоскости; изгибная жёсткость трубопровода постоянна по длине. В [32] дополнительно снято ограничение на линейность характеристик материала трубы, присущее большинству задач теории гибких стержней.

Подобные решения позволяют, ограничиваясь сравнительно малым объёмом вычислений, проводить анализ влияния различных параметров (таких, как удельный вес трубопровода, натяжение, глубина укладки, угол схода со стингера) на напряженно-деформированное состояние трубы.

Однако следует отметить, что класс задач, для которых может быть получено аналитическое решение, ограничен простейшими случаями геометрии и нагружения конструкции. На практике, при расчёте процесса укладки морских трубопроводов, особенно на большие глубины, требуется численно решать двухточечную задачу Коши в условиях высокой жесткости полученной системы дифференциальных уравнений, а также в условиях неединственности и неавтономности получаемого решения [31]. Кроме того, этот метод решения неэффективен для учета особенностей деформирования трубопровода на роликовых опорах стингера и практически непригоден

для учета механизма деформирования необетонированных участков трубопровода с бетонным утяжеляющим покрытием.

Методы расчёта укладки морских трубопроводов второй категории основаны на применении метода конечных элементов [33 -39]. Это направление представляется более перспективным по сравнению с первым методом расчёта в силу своей универсальности, вычислительной эффективности, возможности учета геометрической и физической нелинейности задачи, а также наличия механизма решения контактных задач достаточно общего вида. Наиболее подходящими для моделирования данной задачи являются универсальные конечно-элементные пакеты АЫЭУЭ и АВАОиБ, обладающие большой библиотекой конечных элементов и широкой возможностью расширения функциональных возможностей.

Преимуществом метода конечных элементов перед аналитическими методами является отсутствие необходимости упрощения свойств среды и схематизации геометрии конструкции, что позволяет описать их с существенно большей точностью и учесть такие свойства материала, как анизотропия, пластичность (с использованием реальной диаграммы деформирования), образование трещин, а так же учесть большие деформации и большие перемещения.

Применительно к рассматриваемой задаче это позволяет построить объёмные модели трубопровода и с большой точностью смоделировать поведение бетонного покрытия при деформировании трубы, а так же исследовать влияние надавливания бетонной оболочки на металл трубы [34, 35].

Методы расчёта укладки морских трубопроводов третьей категории основаны на применении узкоспециализированного программного обеспечения. К программным комплексам такого типа относятся, например, программы ОРРР1РЕ и Р1ре1_ау, основанные на применении стержневых конечных элементов.

Они позволяют учесть наличие больших перемещений, трёхмерную кривизну оси трубопровода, пластические свойства материала и взаимодействия «трубопровод - стингер» и «трубопровод -грунт».

Кроме расчётов напряженно-деформированного состояния трубопровода подобное ПО может содержать проверку выполнения различных критериев в соответствии с общепринятой нормативной документацией (например, проверка критерия локальной потери устойчивости трубопровода по 01\1\/-08-Р101 [40], встроенная в Р1ре1_ау).

Данное программное обеспечение не может быть модифицировано пользователем, ограниченно учитывают влияние бетонного покрытия (через коэффициент концентрации) и не пригодно для исследования влияния бетонного покрытия на НДС необетонированных участков трубопровода с бетонным утяжеляющим покрытием.

1.3 Особенности расчета укладки морских трубопроводов с бетонным утяжеляющим покрытием

При строительстве морских трубопроводов широко используются трубы с бетонным утяжеляющим покрытием, предназначенным для придания трубопроводу отрицательной плавучести и механической защиты трубопровода от повреждения падающим грузом. В ОАО «Газпром» требования к таким трубам устанавливаются нормативными документами [40, 41].

Типовая обетонированная труба (см. рисунок 8) состоит из коаксиально расположенных стальной трубы с защитным антикоррозионным покрытием и металлополимерной оболочки, пространство между которыми заполнено армированным бетоном. Концы трубы длиной, обычно, 35-45 см оставляются необето-нированными с целью последующего выполнения монтажной сварки.

Антикоррозионное покрытие

Утяжеляющее бетонное покрытие

Г\ Металлополимерная оболочка

. Стальная труба

а) составные элементы обетонированной трубы

б) чертеж трубы без протектора ЭХЗ

Заливка БИТУМНОЙ смесью или несьемные зоглуики из диэлектрического материала

£5»50

Гибкая пластина из вспененного п/э 6"Юмы

Балластное покрытие £5-50

Аоматуоа 06-8мм. _1/гі-т~ ±0,5м

•щ 3-х слоиное зацитное покрытие/

в) чертеж трубы с протектором ЭХЗ Рисунок 8 - Конструктивные особенности морской трубы с бетонным утяжеляющим покрытием

■ ¡у;;;;"

.........ш........

Заключение диссертации по теме «Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ», Морин, Игорь Юрьевич

4.5 Выводы по главе

1. На основе предложенного 2-х уровневого метода расчета НДС морских трубопроводов разработан алгоритм выбора величины технологического натяжения на ТУС при укладке.

2. Разработанные методы расчета напряженно-деформированного состояния морских трубопроводов применимы как для обетонированных, так и для необетонированных трубопроводов.

3. Разработанная методика применена в рамках научно-технического сопровождения строительства морских участков магистральных газопроводов «Бованенково - Ухта», «Сахалин -Хабаровск - Владивосток», «Джубга - Лазаревское - Сочи» и проекта «Обустройство Киринского месторождения».

Заключение

1. Разработан уточнённый метод определения перемещений оси и внутренних силовых факторов в морском трубопроводе с бетонным утяжеляющим покрытием, укладываемом на дно моря стингерным методом и его программная реализация на языке АРЭ1 в программном комплексе АМЭУЭ.

2. Разработан уточненный метод определения напряженно-деформированного состояния трубопровода, учитывающий влияние бетонного покрытия на уровень деформирования необетонированных участков трубы при укладке стингерным методом, и его программная реализация на языке АР01.

3. Разработанный 2-х уровневый метод определения напряженно-деформированного состояния газопровода позволяет учесть всю историю нагружения металла трубы в процессе укладки. При этом достигнута его вычислительная эффективность: размерность задачи существенно уменьшена по сравнению с моделированием укладываемого участка трубопровода полностью объёмными элементами, что позволяет использовать для проведения расчётов рабочие станции начального уровня

4. Выполнено расчётное обоснование принципов определения натяжения на трубоукладочном судне при формировании перечня и параметров технологических режимов укладки стингерным методом морских трубопроводов с бетонным утяжеляющим покрытием.

5. Разработан способ расчётного определения влияния основных характеристик труб и бетонного покрытия (типоразмер и прочностные свойства труб, толщина, прочностные, весовые и адгезионные свойства бетонного покрытия, а также возможность его растрескивания и выкрашивания) на напряженно-деформированное состояние необетонированных участков морского трубопровода при укладке стингерным методом.

6. Результаты выполненного параметрического анализа влияния типоразмера труб, толщины бетонного покрытия, адгезионных свойств, растрескивания и выкрашивания бетонного покрытия на напряженно-деформированное состояние необетонированных участков морского трубопровода при укладке стингерным методом могут быть использованы при выборе алгоритма расчёта укладки трубопроводов на новых морских проектах.

7. Разработанный 2-х уровневый метод определения НДС морских трубопроводов при укладке стингерным методом был использован при подготовке Заключений ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в рамках научно технического сопровождения строительства строительства морских участков магистральных газопроводов «Бованенково - Ухта», «Сахалин - Хабаровск - Владивосток», «Джубга - Лазаревское - Сочи» и проекта «Обустройство Киринского месторождения». По результатам выполненных работ были существенно увеличены темпы укладки за счёт снижения объёмов ремонта монтажных сварных соединений при выполнении принципов обеспечения эксплуатационной надёжности.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Морин, Игорь Юрьевич, 2013 год

Список литературы

[1] Guo В., Offshore Pipelines // В. Guo, S. Chacko, A. Ghalambor - USA: Elsevier, 2005.

[2] Официальный сайт ОАО «МРТС», URL: http://www.mrts. ru/index.php?option=com_k2&view=item&layout=item&i d=11&ltemid=24&lang=ru. [Дата обращения: 23 Января 2012].

[3] Официальный сайт ОАО "Газпром", URL: http://www.gazprom.com/about/history/events/italy40/. [Дата обращения: 23 Января 2012].

[4] Heerema Marine Contractors, URL: http://hmc.heerema.com/Home/tabid/254/language/en-US/Default.aspx. [Дата обращения: 23 Января 2012].

[5] Березин В. П., Сооружение магистральных трубопроводов // В. Л. Березин, П. П. Бородавкин - Москва: Недра, 1977.

[6] Березин В. П., Проектирование и эксплуатация подводных трубопроводов за рубежом II В. Л. Березин, Б. И. Ким - Москва: ВНИИОЭНГ, 1986.

[7] Березин В. Л., Вопросы проектирования монтажа и укладки подводных трубопроводов // В. Л. Березин, П. П. Бородавкин, И. Я. Захаров,Э. М. Ясин - Москва: ВНИИОЭНГ, 1974.

[8] Березин В. Л., Методы укладки и обеспечения устойчивости глубоководных трубопроводов // В. Л. Березин, В. И. Зоненко -Москва: ВНИИЭгазпром, 1988.

[9] Бородавкин П. П., Подводные трубопроводы // П. П. Бородавкин -Москва: Недра, 1979.

[10] Бородавкин П. П., Вопросы проектирования и капитального ремонта подводных переходов трубопроводов // П. П. Бородавкин, О. Б. Шадрин - Москва: ВНИИОЭНГ, 1971.

Бородавкин П. П., Подводные трубопроводы // П. П. Бородавкин, В.

Л. Березин, О. Б. Шадрин - Москва: Недра, 1980.

Искандеров И., Вопросы проектирования и строительства морских

трубопроводов // И. Искандеров - Баку: Азернешр, 1970.

Капустин К. Я., Строительство морских трубопроводов // К. Я.

Капустин, М. А. Камышев - Москва: Недра, 1982.

Левин С. И., Подводные трубопроводы // С. И. Левин - Москва:

Недра, 1970.

Bynum D., «Combined loads affect marine pipeline pipe-laying» // D. Bynum, I. H. Rapp - Oil and gas J., № 11, стр. 136-139, 1975.

Bynum D., «Here's how wind wave direction affect subsea pipe-laying» // D. Bynum, I. H. Rapp - Oil and gas J., № 12, стр. 78-80, 85, 1975.

Bynum D., «Subsea pipe-lay problems are computer-simulated» // D. Bynum, I. H. Rapp - Oil and gas J., № 5, стр. 69-73, 1975. Bynum D., «Vessel motions and pipe-lay stress» // D. Bynum, I. H. Rapp - Oil and gas J., № 15, стр. 73-76, 1975.

Mousseli A. H., Offshore pipeline design, analysis, and methods // A. H. Mousseli-Tulsa, Oklahoma: Penn Well Publishing Company, 1981. Reifel M. D., «Laying stresses calculated for deepwater pipeline» // M. D. Reifel - Oil and gas J., № 49, стр. 77-81, 1974.

Reifel M. D., «Laying stresses calculated for deepwater pipeline» // M. D. Reifel - Oil and Gas L, № 49, стр. 77-81, 1974.

Sadrin О. В., «Calculation of Stress-Deformation condition while laying underwater pipelines by gravity submergence» // О. B. Sadrin, Q. C. Lam - Report of the fourth national conference on Marine Science and Technology, Hanoi, 1998.

[23] Sadrin О. В., «New method of subsea pipeline lifting from seabed to sea surface» // О. B. Sadrin, Q. C. Lam - Report of the fourth national conference on Marine Science and Technology, Hanoi, 1998.

[24] Зоненко В. И., Анализ отказов морских трубопроводов и мероприятия по повышению их надежности // В. И. Зоненко, Б. И. Ким,Л. В. Березин - Москва: ВНИИЭГазпром, 1986.

[25] Wilkins J. R., «Offshore pipeline Stress Analysis» // J. R. Wilkins -Second Annual Offshore Technology Coference, Houston, Texas, 1970.

[26] Горяинов Ю. А., Морские трубопроводы // Ю. А. Горяинов, А. С. Федоров, Г. Г. Васильев - Москва: ООО "Недра Бизнесцентр", 2001.

[27] True R., «Laying, repairing deepwater gulf lines challinges operators» // R. True - Oil and gas J., № 50, стр. 56-61, 1989.

[28] Самойлов Б. В., Сооружение подводных трубопроводов // Б. В. Самойлов, Б. И. Ким, В. И. Зоненко,В. И. Кпенин - Москва: Недра, 1995.

[29] Светлицкий В., Механика гибких стержней и нитей. - М.: «Машиностроение», 1978., Москва: Машиностроение, 1978.

[30] Светлицкий В., Механика стержней. - М.: «Высш. шк.», 1987, Москва: Высшая школа, 1987.

[31] Дубовских Ю. А., «Численно-аналитическое моделирование процесса укладки глубоководных трубопроводов (часть 1 - учёт геометрической нелинейности)» // Ю.А. Дубовских, В.М. Ковех, С.В. Нефёдов, М.Ю. Панов - Сборник научных трудов «Надёжность газопроводных конструкций», Москва, ВНИИГАЗ, 2000.

[32] Гришко А. А., «Численно-аналитическое моделирование процесса укладки глубоководных трубопроводов (часть 2 - учёт пластических деформаций)» // А. А. Гришко, М. Ю. Панов, В. М. Ковех,В. М. Силкин - Сборник научных трудов «Надёжность газопроводных конструкций», Москва, ВНИИГАЗ, 2000.

[33] Бате К., Численные методы анализа и метод конечных элементов // К. Бате, Е. Вилсон - Москва: Стройиздат, 1982.

[34] Морин И. Ю., «Особенности расчёта напряженно-деформированного состояния морских обетонированных газопроводов» // И.Ю. Морин, В.М. Ковех - Сборник научных статей аспирантов и соискателей ООО «Газпром ВНИИГАЗ», стр. 50-54, 2011.

[35] Ковех В. М., «Анализ напряжённо-деформированного состояния морских трубопроводов при укладке с учётом влияния бетонного покрытия труб» // В. М. Ковех, М. Ю. Панов, И. Ю. Морин, Е. Н. Овсянников - Справочник. Инженерный журнал, № 10, Приложение, стр. 2-6,2012.

[36] Ковех В. М., «Особенности расчета укладки морских магистральных газопроводов» // В.М. Ковех, И.Н. Курганова, И.Ю. Морин, Г.А. Алексашин - VII Международная научно-техническая конференция «Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта», Полоцк, 2011.

[37] Ковех В. М., «Учёт влияния бетонного покрытия труб при оценке напряженно-деформированного состояния кольцевых сварных соединений морских трубопроводов в процессе строительства» // В. М. Ковех, И. Ю. Морин, Е. Н. Овсянников, В. М. Силкин - Наука и техника в газовой промышленности, № 3, стр. 60-67, 2012.

[38] Шипилов А. В., «Анализ напряженно-деформированного состояния газопровода в рамках инженерной оценки критического состояния кольцевых сварных соединений при строительстве подводного перехода через Байдарацкую губу системы МГ Бованенков-Ухта» // А. В. Шипилов, В. М. Силкин, В. М. Ковех, Е. Н. Овсянников, И. Ю. Морин - III Международная конференция "Газотранспортные системы: настоящее и будущее" (GTS-2009), Москва, 2009.

[39] Апексашин Г. А., «Анализ влияния бетонного покрытия труб на напряженно-деформированное состояние кольцевых сварных соединений при строительстве магистральных газопроводов» II Г. А. Апексашин, В. М. Ковех, И. Н. Курганова, И. Ю. Морин - IV Международная научно-технической конференция «Газотранспортные системы: настоящее и будущее» (GTS-2011), Москва, 2011.

[40] Offshore Standard DNV-OS-F101. Submarine Pipeline System - Hovik, Norway: Det Norske Veritas, 2010.

[41] СТО Газпром 2-3.7-050-2006 Морской стандарт DNV-OS-FIOI. Подводные трубопроводные системы - Москва: ООО «ИРЦ Газпром», 2006.

[42] Archer G. L., «The Behavior of Concrete over Thin Film Epoxy Coatings on Offshore Pipelines» // G. L. Archer, A. J. Adams - Proceedings -Annual Offshore Technology Conference, Houston, USA, 1983.

[43] Atken H. Т., «On the design and construction of Statpipe pipeline system» // H. T. Atken, S. Lund, D. M. Miller - Proceedings - Annual Offshore Technology Conference, Houston, USA, 1985.

[44] Lund S., «Laying criteria versus strain concentrations at field joints for heavily coated pipelines»// S. Lund, R. Bruschi, M. Montesi, L. Sintini -Proceedings of the International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering - OMAE, Glasgow, U.K., 1993.

[45] Verley R., «Strain concentrations in pipelines with concrete coating: Full scale tests and analytical calculations» // R. Verley, О. B. Ness -Proceedings of the International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering - OMAE, Copenhagen, Denmark, 1995.

[46] Endal G., «Extreme bending of Concrete coated offshore pipelines: A numerical study» II G. Endal - International DIANA Conference on Computational Mechanics, Delft, Netherlands, 1994.

[47] Nourpanah N., «А design equation for evaluation of strain concentration factor in concrete coated X65 pipelines» // N. Nourpanah, F. Taheri -Marine Structures, № 22, 2009.

[48] Nourpanah N., «Finite element analysis of strain concentration in field joint of concrete coated pipelines» // N. Nourpanah, F. Taheri -Proceedings of the AS ME 28th International Conference on Ocean, Offshore and Arctic Engineering OMAE2009, Honolulu, Hawaii, 2009.

[49] Aynbinder A., «New method sets concrete coating's effect on pipeline stiffness, stress» // A. Aynbinder - Oil & Gas Journal, т. 104, № 23, стр. 53-56, 2006.

[50] Мехтиев Г. А., «Напряженное состояние обетонированного трубопровода при изгибе» // Г. А. Мехтиев, Н. М. Гусейников -Строительство трубопроводов, № 9, стр. 16-17, 1978.

[51] Р 412-81 Рекомендации по проектированию и строительству морских подводных нефтегазопроводов, 1981.

[52] Ness О. В., «Zeepipe НА Pipeline: Strains measured during laying and predictions» // О. B. Ness, G. Hjartholm, R. L. P. Verley, O. G. Thorsen -Proceedings of the International Offshore and Polar Engineering Conference - ISOPE, Los Angeles, USA, 1996.

[53] Ness О. В., «Strain concentrations in pipelines with concrete coating: An analytical model» // О. B. Ness, R. Verley - в Proceedings of the International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering - OMAE, Copenhagen, Denmark, 1995.

[54] Ильюшин А. А., Пластичность. Часть первая. Упруго-пластические деформации. Репринтное воспроизведение издания 1948 г. // А. А. Ильюшин - Москва: Логос, 2004.

[55] Малинин Н. Н., Прикладная теория пластичности и ползучести // Н. Н. Малинин - Москва: Машиностроение, 1968.

[56] Писаренко Г. С., Уравнения и краевые задачи теории пластичности и ползучести. Справочное пособие // Г. С. Писаренко, Н. С. Можаровский - Киев: Наукова думка, 1981.

[57] Васидзу К., Вариационные методы в теории упругости и пластичности // К. Васидзу - Москва: Мир, 1987.

[58] ГОСТ 1497-84 Методы испытаний на растяжение, 1984.

[59] ASTM А 370 Standard Test Methods and Definitions for Mechanical Testing of Steel Products.

[60] Байков В. H., Железобетонные конструкции. Общий Курс // В. Н. Байков, Э. В. Сигалов - Москва: Стройиздат, 1985.

[61] Беглов А. Д., Теория расчёта железобетонных конструкций на прочность и устойчивость. Современные нормы и евростандарты // А. Д. Беглов, Р. С. Санжаровский - Москва: АСВ, 2006.

[62] Macgregor J. G., Reinforced concrete mechanics and design. Third edition // J. G. Macgregor - New Jersey, Upper Saddle River: Prentice Hall, 1996.

[63] Карпенко H. И., Общие модели механики железобетона // Н. И. Карпенко - Москва: Стройиздат, 1996.

[64] Хеллан К., Введение в механику разрушения. Перевод с английского языка д-ра физ.-мат. наук А.С.Кравчука под редакцией д-ра техн. наук Е.М.Морозова // К. Хеллан - Москва: Мир, 1988.

[65] ANSYS, ver. 11, user manual - USA: SAS IP, Inc., 2007.

[66] ANSYS, ver. 12.1, user manual - USA: SAS IP, Inc, 2009.

[67] ANSYS, ver. 14, user manual - USA: SAS IP, Inc., 2011.

[68] Александров А. В., Сопротивление материалов // А. В. Александров, В. Д. Потапов, Б. П. Державин - Москва: Высшая школа, 1995.

[69] API-RP-1111. Design, construction, operation, and maintenance of offshore hydrocarbon pipelines (limit state design), third ed., -Washington DC, USA: American Petroleum Institute, 1999.

[70] «Газопровод "Джубга - Лазаревское - Сочи"» ОАО "Газпром", URL: http://www.gazprom.ru/press/gazprom-2014/pipeline/. [Дата обращения: 18 09 2012].

[71] «Джубга — Лазаревское — Сочи» ОАО "Газпром", URL: http://www.gazprom.ru/about/production/projects/pipelines/dls/. [Дата обращения: 18 09 2012].

[72] «Сахалин — Хабаровск — Владивосток» ОАО "Газпром", URL: http://gazprom.ru/about/production/projects/pipelines/shvg/. [Дата обращения: 18 09 2012].

[73] «НЕБУЛА / МРТС,» ОАО «МРТС», URL:

http://www.mrts.ru/index.php?option=com_k2&view=item&id=12:%D0% BD%D0%B5%D0%B1 %D1 %83%D0%BB%D0%B0&ltemid=484&lang=r u. [Дата обращения: 18 09 2012].

[74] «Сахалин-3» ОАО "Газпром", URL: http://gazprom.ru/about/production/projects/deposits/sakhalin3/. [Дата обращения: 18 09 2012].

[75] Ковех В. М., «Оценка работоспособности сварных соединений трубопроводов с учётом состава, объёма и достоверности исходных данных» // В. М. Ковех, В. М. Силкин, Е. Н. Овсянников, И. Ю. Морин - Справочник. Инженерный журнал, № 10, Приложение, стр. 7-11, 2012.

[76] Ковех В. М., «Уточнённая оценка допустимой дефектности сварных соединений по результатам расширенных расчётно-экспериментальных исследований фактической нагруженности и прочностных свойств металла газопровода на примере подводного перехода через Байдарацкую губу» // В. М. Ковех, В. М. Силкин, И. Ю. Морин, Е. Н. Овсянников - Материалы отраслевого совещания "Состояние и направления развития неразрушающего контроля сварных соединений объектов транспорта газа ОАО "Газпром"", Саратов, 2009.

[77] Силкин В. М., «Методика трёхуровневой оценки качества сварных соединений магистральных газопроводов с учётом полноты и достоверности исходных данных» // В. М. Силкин, Е. М. Вышемирский, В. М. Ковех, И. Н. Курганова, Е. Н. Овсянников, И. Ю. Морин - Наука и техника в газовой промышленности, № 4, стр. 6876, 2012.

[78] Зенкевич О., Метод конечных элементов в теории сооружений и в механике сплошных сред // О. Зенкевич, И. Чанг, Москва: Недра, 1974.

[79] Сегерлинд П., Применение метода конечных элементов // Л. Сегерлинд - Москва: Мир, 1979.

[80] Хечумов Р. А., Применение метода конечных элементов к расчёту конструкций // Р. А. Хечумов, X. Кепплер и В. И. Прокопьев -Москва: Издательство Ассоциации строительных вузов, 1994.

[81] Бойцов Г. В., Справочник по строительной механике корабля (в трёх томах). Том 2. Пластины. Теория упругости, пластичности и ползучести. Численные методы // Г. В. Бойцов, О. М. Палий, В. А. Постнов, В. С. Чувиковский - Ленинград: Судостроение, 1982.

[82] СНиП 111-42-80* Правила производства и приемки работ. Магистральные трубопроводы - Москва: ФГУП ЦПП, 2004.

[83] Design, Construction, Operation, and Maintenance of Offshore Hydrocarbon Pipelines. API Recommended Practice 1111 - American Petroleum Institute, 1993.

[84] Code of practice for Pipelines. Part 3. Pipelines subsea: design, construction and installation, 1993.