Совершенствование методов ремонта подводных переходов газопроводов для обеспечения их устойчивости в зоне распространения многолетнемерзлых грунтов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Сарычев Игорь Леонидович

• Сарычев Игорь Леонидович
• кандидат наук
• 2025

Оглавление диссертации кандидат наук Сарычев Игорь Леонидович

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ МЕТОДОВ ОБЕСПЕЧЕНИЯ УСТОЙЧИВОГО ПРОЕКТНОГО ПОЛОЖЕНИЯ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ ГАЗОПРОВОДОВ

1.1 Классификация методов и расчетные положения по закреплению подводных переходов газопроводов

1.2 Геокриологические особенности головного участка МГ Бованенково - Ухта

1.3 Анализ конструктивно-технологических решений и условий эксплуатации подводных переходов головного участка МГ Бованенково - Ухта

1.4 Основные причины нарушения исправного состояния подводных переходов МГ Бованенково - Ухта

1.5 Анализ опыта ремонта и восстановления исправного состояния подводных переходов34

1.6 Цель и задачи исследования

2 РАСЧЕТНОЕ ОБОСНОВАНИЕ НЕОБХОДИМОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТА ЭРОЗИОННЫХ НАРУШЕНИЙ ГРУНТА НА БЕРЕГОВЫХ УЧАСТКАХ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ

2.1 Методика оценки состояния противоэрозионной инженерной защиты на береговых участках МГ Бованенково - Ухта

2.2 Анализ фактического состояния береговых участков МГ Бованенково - Ухта

2.3 Анализ грунтовых нарушений на береговых участках МГ Бованенково - Ухта при эксплуатации

2.3.1 Поверхностное обводнение, заболачивание

2.3.2 Эрозионные нарушения грунта

2.3.3 Гравитационное смещение грунта обвалования на береговых участках газопровода46

2.3.4 Нарушения инженерной защиты

2.4 Расчетная оценка необходимости ремонта эрозионных нарушений грунта на береговых участках МГ Бованенково - Ухта

2.5 Выводы по главе

3 ИССЛЕДОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ ЗАКРЕПЛЕНИЯ ГАЗОПРОВОДА БОВАНЕНКОВО - УХТА НА РУСЛОВОМ УЧАСТКЕ ПОДВОДНОГО ПЕРЕХОДА ЧЕРЕЗ Р. МОРДЫ-ЯХА

3.1 Основные параметры подводного перехода газопровода через р. Морды-Яха

3.2 Результаты обследования положения подводного перехода

3.3 Анализ проектных параметров балластировки газопровода на подводном переходе через р. Морды-Яха

3.4 Анализ фактической балластировки подводного перехода

3.5 Анализ влияния протяженности русловой части подводного перехода на деформацию газопровода

3.6 Анализ устойчивости подводного перехода газопровода в продольном направлении79

3.7 Расчетное моделирование процесса деформирования подводного перехода газопровода

3.7.1 Основные положения, использованные при разработке расчетных моделей деформирования подводного перехода

3.7.2 Расчет поведения газопровода на участке подводного перехода при проектных нагрузках

3.7.3 Результаты моделирования условий, вызывающих всплытие газопровода на подводном переходе

3.7.4 Результаты моделирования поведения подводного перехода газопровода, пересекающего узкое русло (русло 2) р. Морды-Яха

3.7.5 Обоснование объема балластировки подводного перехода газопровода, предотвращающего его всплытие и обеспечивающего стабилизированное положение при эксплуатации

3.8 Выводы по главе

4 РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ЗАКРЕПЛЕНИЮ И ИНЖЕНЕРНОЙ ЗАЩИТЕ ПРИ РЕМОНТЕ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ МГ БОВАНЕНКОВО - УХТА

4.1 Расчетное обоснование методов закрепления русловых участков подводных переходов МГ Бованенково - Ухта

4.1.1 Основные подходы к ремонту подводных переходов газопроводов

4.1.2 Анализ напряженно-деформированного состояния газопроводов подводных переходов при изменении проектного положения трубы

4.1.3 Расчетное обоснование рекомендаций по ремонту русловых участков подводных переходов МГ Бованенково - Ухта методом подсадки

4.1.4 Расчетное обоснование технических решений для дополнительного закрепления русловых участков подводных переходов МГ Бованенково - Ухта

4.2 Разработка новых способов проведения ремонтных работ

4.3 Рекомендации по совершенствованию противоэрозионной защиты береговых участков подводных переходов МГ Бованенково - Ухта

4.3.1 Устранение эрозионных нарушений обвалования

4.3.2 Устранение нарушений противоэрозионной защиты

4.4 Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования

При эксплуатации подводные переходы (1111) магистральных газопроводов (МГ) в условиях многолетнемерзлых грунтов (ММГ) подвержены нарушениям устойчивого проектного положения. В русловой части 1111 возможно дополнительное увеличение выталкивающей силы, во-первых, из-за оттаивания и разжижения ММГ и, во-вторых, из-за обмерзания наружной поверхности трубы при транспортировке газа с отрицательной температурой. В таких случаях балластировка 11 не может компенсировать воздействие на трубу выталкивающей силы, что вызывает изменение проектного положения газопровода в русловой части в результате всплытия трубы. На береговых участках 1111 наблюдаются массовые размывы грунта и нарушения средств защиты от водной эрозии грунтов, что также ведет к рискам нарушения устойчивого положения газопровода.

Указанные нарушения устойчивого положения газопровода потребовали проведения ремонта, однако, стандартные методы ремонта в условиях многолетнемерзлых грунтов оказались проработаны недостаточно. Стандартный метод подсадки газопровода на проектные отметки потребовал дополнительного расчетного обоснования балластировки, а также совершенствования технологии переукладки газопровода в русловой части 11. Стандартные средства защиты береговых участков 11 от водной эрозии грунтов потребовали их совершенствования с учетом имеющегося опыта эксплуатации на многолетнемерзлых грунтах.

Лоэтому, совершенствование методов ремонта подводных переходов газопроводов для обеспечения их устойчивости в зоне распространения многолетнемерзлых грунтов является актуальным направлением исследований.

Степень разработанности темы исследования

Степень разработанности темы исследования в части разработки методов закрепления проектного положения 11 газопроводов достаточно высока.

Исследованиям устойчивости и закрепления трубопроводов подземной прокладки посвящены работы А.Б. Айнбиндера, 1.1. Бородавкина, Л.И. Быкова, НЛ. Васильева, А.К. Дерцакяна, Л.А. Димова, P.M. Зарипова, О.М. Иванцова, Р.Х. Идрисова, А.Г. Камерштейна, И.Е. Литвина, Н.В. Николаева, ИЛ. Штрова, С.В. Романцова, Ю.И. Спектора, Г.Н. Тимербу-латова, В.В. Харионовского, М.Ш. Хигера, Э.М. Ясина и В.И. Черникина и др. Вопросы обеспечения проектного положения подземных МГ в районах распространения ММГ рассматриваются в нормативно-технических документах ЛАО «Газпром». Наиболее масштабными работами, посвященными методам ремонта газопроводов, находящихся в непроектном

положении, являются работы, выполненные под руководством В.В. Харионовского, и исследования, проведенные с участием В.М. Шарыгина.

При этом есть локальные нерешенные задачи, связанные с необходимостью учета при проведении ремонта необходимости дополнительного закрепления газопровода в многолет-немерзлых грунтах, вызванного возникновением дополнительных нагрузок при оттаивании и разжижении ММГ, а также при обмерзании трубы при транспортировке газа с отрицательной температурой.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование методов ремонта подводных переходов газопроводов для обеспечения их устойчивости в зоне распространения многолетнемерзлых грунтов»

Цель работы

Совершенствование методов ремонта подводных переходов газопроводов для обеспечения их устойчивости в зоне распространения многолетнемерзлых грунтов в рамках обоснования требуемых параметров балластировки и закрепления газопроводов.

Задачи исследования

1) Выполнить анализ нарушений средств противоэрозионной защиты береговых участков, требующих проведения ремонта при эксплуатации ПП МГ, расположенного в мно-голетнемерзлых грунтах.

2) Разработать методику расчетной оценки параметров устойчивого положения с оценкой необходимости ремонта ПП газопровода на береговом склоне, подверженного водной эрозии грунта.

3) Разработать методику расчетного моделирования устойчивого положения ПП газопровода в русле водной преграды на ММГ, определить параметры ремонта методом подсадки газопровода на проектные отметки при всплытии газопровода;

4) Разработать рекомендации по закреплению и противоэрозионной защите при ремонте ПП газопроводов, расположенных в многолетнемерзлых грунтах, на береговых участках и в русловой части.

Научная новизна

1) Получена расчетная зависимость критической продольной сжимающей силы, определяющей продольную устойчивость склонового берегового участка ПП газопровода, от его конструктивно-технологических параметров (протяженности, наличия и высоты грунта над трубой, рабочего давления, температурного перепада) для условий наличия продольного бокового оголения газопровода по причине водной эрозии грунта.

2) Разработана расчётная модель всплытия холодного газопровода на 1111 с русловой частью протяженностью более 190 м и наличием жидкой среды высокой плотности вокруг газопровода, вызывающей увеличение выталкивающей силы и перемещение участка газопровода вверх за счет сегрегации льда около газопровода.

3) Расчетным путем обоснована необходимость увеличения объема балластировки на 23 % от общепринятых нормативных проектных значений, обеспечивающей проектное положение холодного 1111 газопровода при пересечении водных преград шириной более 190 м.

Теоретическая значимость работы

Разработанные автором положения, посвященные расчетно-экспериментальному обоснованию проектного положения 11 газопроводов в многолетнемерзлых грунтах, служат основой для совершенствования методов проектирования балластировки и закрепления газопроводов при ремонте.

Полученные результаты позволяют скорректировать нормы и расчетные параметры балластировки и закрепления на береговых участках и в русловой части при ремонте 1111 газопровода с учетом свойств грунта, нагрузок, воздействующих на газопровод, температуры транспортируемого газа.

Практическая ценность работы

Лолученные результаты позволяют обосновать мероприятия по качественному улучшению методов ремонта газопроводов в многолетнемерзлых грунтах, усовершенствовать методы противоэрозионной защиты береговых участков 11 газопроводов, применяемых при ремонте газопроводов, разработать рекомендации по дополнительному закреплению и балластировке газопроводов при ремонте.

Разработанные рекомендации вошли в стандарт ООО «Газпром трансгаз Ухта» СТО 49.50.4-00159025-03-016-2022 «Требования к инженерной защите и противоэрозионным сооружениям газопроводов при эксплуатации на многолетнемерзлых грунтах береговых и склоновых участков», определяющий методы устранения эрозионных нарушений, размывов, повреждений средств противоэрозионной защиты береговых участков МГ Бованенково -Ухта на стадии его эксплуатации.

Опыт применения стандарта на практике показывает, что нормативный документ может быть рекомендован для использования в других дочерних обществах 1АО «Газпром», эксплуатирующих 11 газопроводов на территориях распространения многолетнемерзлых грунтов.

Личный вклад автора

Заключается в непосредственной разработке методик проведения расчетных и натурных исследований на трассе МГ Бованенково - Ухта, самостоятельной постановке задач научных исследований, обработке результатов проведенных исследований и получении математических зависимостей.

Все основные результаты, выводы и положения, выносимые на защиту, получены автором лично. В совместных работах автору принадлежит ведущая роль в разработке общей структуры работы, формировании целостной концепции научного исследования, в постановке задач и теоретических подходах к их решению, обобщении, обработке и апробации полученных результатов, подготовке публикаций по выполненной работе и формулировании выводов.

Автор принимал участие в апробации результатов исследований при проведении восстановительного ремонта ПП газопроводов Бованенково - Ухта, эксплуатируемых ООО «Газпром трансгаз Ухта» и расположенных на полуострове Ямал.

Методы исследования

Решение поставленных задач производилось в соответствии с общепринятой методикой выполнения научных исследований, включающей обобщение и анализ предшествующих исследований, разработку рабочих гипотез, натурные и аналитические исследования, разработку численного эксперимента и его методического обеспечения. При проведении натурных исследований применялись измерение, сравнение и обобщение с расчетными данными. При проведении теоретических исследований применялось математическое моделирование, методы статистической обработки данных, анализ, обобщение.

Положения, выносимые на защиту

- расчетное обоснование параметров устойчивого положения с оценкой необходимости ремонта ПП газопровода на береговом склоне, подверженного водной эрозии грунта;

- расчетно-экспериментальное обоснование параметров устойчивого положения и параметров ремонта методом подсадки газопровода на русловом участке ПП;

- практические рекомендации по закреплению и противоэрозионной защите при ремонте ПП газопроводов, расположенных в многолетнемерзлых грунтах.

Степень достоверности результатов и выводов

Достоверность обеспечена корректным использованием реальных фактических данных, соответствующих математических методов и формул, вычислительных программных комплексов и методов математического моделирования. Результаты, полученные в работе, не противоречат результатам, представленным в работах других авторов.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на:

- семинаре-совещании «Новышение уровня надежности эксплуатации ЛЧ МГ «Газпром трансгаз Ухта» (16 - 20 апреля 2018 г.);

- семинаре-совещании на тему «1овышение эффективности диагностического обслуживания газотранспортной системы ООО «Газпром трансгаз Ухта» (15 - 19 апреля 2019 г.);

- IV Международной научно-технической конференции «Булатовские чтения» (31 марта 2020 г.);

- Международной научно-технической конференции имени профессора Н.А. Малю-шина «Нефтегазовый терминал» (28 - 29 мая 2020 г.);

- XVI Международной учебно-научно-практической конференции

(17 - 18 ноября 2021 г.);

- Международной конференции «Рассохинские чтения» (6 - 7 февраля 2020 г., 4 - 5 февраля 2021 г., 3 - 4 февраля 2022 г., 2 - 3 февраля 2023 г.);

- XVIII Международной научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт - 2023» (16 - 17 ноября 2023 г.).

Соответствие паспорту специальности

1редставленная диссертационная работа соответствует паспорту специальности 2.8.5 «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ», а именно области исследования по пунктам:

1. Технологические процессы и технические средства для проектирования, сооружения, эксплуатации объектов трубопроводного транспорта, теоретические и практические основы взаимодействия объектов трубопроводного транспорта с окружающей средой с целью создания высокоэффективных, энерго- и ресурсосберегающих, надежных, механически и экологически безопасных сухопутных и морских систем трубопроводного транспорта для добычи, сбора, подготовки, транспортировки и хранения углеводородов, распределения, газоснабжения и нефтепродуктообеспечения, а также других газовых, жидкостных и многофазных сред, гидро- и пневмоконтейнерного транспорта.

2. Научные основы системного комплексного (мультидисциплинарного) проектирования конструкций, прочностных, гидромеханических, газодинамических и теплофизических расчетов сухопутных и морских систем трубопроводного транспорта для добычи, сбора, подготовки, транспортировки и хранения углеводородов, распределения, газоснабжения и нефтепродуктообеспечения, подземных и наземных газонефтехранилищ, терминалов, инженерной защиты и защиты от коррозии, организационно-технологических процессов их сооружения, эксплуатации, диагностики, обеспечения системной надежности, механической и экологической безопасности.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 17 работ, в том числе 5 статей в ведущих рецензируемых научных изданиях, рекомендованных ВАК при Минобрнауки России.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, содержит 145 страниц текста, 74 рисунка, 17 таблиц и список литературы из 109 наименований, 1 приложение.

1 АНАЛИЗ МЕТОДОВ ОБЕСПЕЧЕНИЯ УСТОЙЧИВОГО ПРОЕКТНОГО ПОЛОЖЕНИЯ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ

ГАЗОПРОВОДОВ

1.1 Классификация методов и расчетные положения по закреплению подводных переходов газопроводов

Трассы МГ являются протяженными сооружениями, пересекающими на своем пути разнообразные водные преграды (реки, протоки, ручьи, каналы, заливы, озера, пруды). Пересечения МГ с водными преградами, выполненные ниже уровня воды с заглублением в дно водоема или по дну в обваловке, а также выполненные методом наклонно-направленного бурения (ННБ) под дном водной преграды являются 1111 МГ [6, 7]. Наиболее распространенной является укладка труб по заглубленной схеме, позволяющей защитить трубопровод от внешних силовых воздействий. ПП может содержать одну или несколько ниток трубопровода с соответствующими системами его технического обеспечения. Каждый ПП состоит из подводного (руслового) участка, ограниченного урезами воды при среднемноголетнем меженном уровне, и береговых участков, ограниченных с одной стороны урезом воды при среднемноголетнем меженном уровне, а с другой стороны - границами перехода в пределах его длины. Границы ПП определяются уровнем высоких вод и расположением запорной арматуры, а именно [12, 20, 62, 69]:

- однониточные переходы ограничиваются урезами уровня высоких вод 10 % обеспеченности;

- однониточные переходы через горные реки ограничиваются урезами уровня высоких вод 2 % обеспеченности;

- многониточные переходы ограничиваются запорной арматурой, установленной на берегах.

При прокладке МГ на ПП с заглублением в дно пересекаемых водных преград проектная отметка верха забалластированного ПП должна находиться на 0,5 м ниже прогнозируемого предельного профиля размыва русла, при этом толщина слоя грунта от верха балластных грузов или балластного покрытия трубопровода до естественных отметок дна водной преграды должна быть не менее 1 м. При пересечении водных преград, дно которых сложено скальными породами, заглубление трубопровода принимается не менее 0,5 м, считая от верха забалластированного трубопровода до дна водной преграды.

Переходы через водные преграды с шириной зеркала воды в межень более 30 м должны быть оборудованы постоянными геодезическими знаками (реперами),

устанавливаемыми по берегам в местах, исключающих их повреждение и привязанных к государственной геодезической сети. Реперы устанавливаются в зоне, ограниченной горизонтом высоких вод (ГВВ) не ниже отметок 10 % обеспеченности.

Исследованию устойчивости трубопроводов подземной прокладки посвящены работы А.Б. Айнбиндера [1], П.П. Бородавкина [5, 6], Л.И. Быкова [9], Н.П. Васильева [10],

A.К. Дерцакяна [21], Л.А. Димова [22], P.M. Зарипова [31], О.М. Иванцова [24], Р.Х. Идрисова [25], А.Г. Камерштейна [2], И.Е. Литвина [36], Н.В. Николаева [87], И.П. Петрова [45], С.В. Романцова [50], Ю.И. Спектора [67], Г.Н. Тимербулатова [78],

B.В. Харионовского [82, 83, 84], М.Ш. Хигера [86], Э.М. Ясина и В.И. Черникина [95] и др. В работах [2, 68, 79] собраны зависимости, которые обобщают проведенные исследования и предназначены для практического применения. Вопросы обеспечения стабилизированного положения подземных МГ в районах распространения ММГ рассматриваются в работах [3, 4, 13, 15, 16, 17, 21, 23, 30, 33, 34, 35, 40, 44, 52, 88, 90]. Наиболее масштабными работами, посвященными методам ремонта и расчету напряженно-деформированного состояния участков газопроводов, находящихся в непроектном положении, являются работы, выполненные под руководством В.В. Харионовского [26, 49, 85], и исследования, проведенные с участием В.М. Шарыгина [68, 92, 93, 94]. Работы зарубежных авторов [96 -109] посвящены вопросам обеспечения работоспособного состояния трубопроводов на переходах через водные преграды.

В соответствии с [62] 1111 относятся к потенциально опасным участкам МГ, т.е. к участкам газопровода с повышенным риском возникновения отказов. В отличие от сухопутных участков линейной части (ЛЧ) МГ газопровод 1111 подвергается воздействию дополнительных нагрузок, обусловленных наличием водной среды. Основной дополнительной нагрузкой является выталкивающая сила воды Fa, определяемая по закону Архимеда

tZD2

Fa - Ye § ^ L, (1.1)

где Ye - плотность воды, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, принимаемое равным 9,81 м/с2;

Dnu - наружный диаметр газопровода с учетом противокоррозионного и теплоизоляционного покрытия, м;

L - протяженность участка газопровода, подверженного воздействию водной среды, м.

При определенных условиях, например, при оголении участка трубопровода, могут появляться дополнительные нагрузки, обусловленные воздействием на трубу водного потока, направленные в горизонтальном и в вертикальном направлениях.

Под устойчивым состоянием подводного трубопровода понимается такое состояние, при котором он будет находиться в покое при самой неблагоприятной комбинации силовых воздействий, стремящихся вывести его из устойчивого положения. Для компенсации выталкивающей силы воды и обеспечения устойчивого (стабилизированного) состояния трубопровода на участке ПП требуется его балластировка или закрепление. Для этой цели используются конструкции, создающие давление на трубопровод (пригрузку), а также конструкции, использующие пассивное давление (отпор) грунта в основании траншеи, рисунок 1.1 [75].

Рисунок 1.1 - Классификация способов закрепления проектного положения МГ

К первому типу конструкций относятся обетонированные трубы, чугунные и железобетонные утяжелители различных типов, устройства, выполненные из полотнищ нетканых синтетических материалов, и полимерконтейнеры, рисунки 1.2 - 1.4. Ко второму типу, в основном, относятся анкерные устройства различных типов, обеспечивающие закрепление газопровода как в талых, так и в ММГ, рисунок 1.5.

а - с наружной защитной оболочкой от механических повреждений; б - без наружной защитной оболочки от механических повреждений Рисунок 1.2 - Трубы с бетонным утяжеляющим покрытием

Рисунок 1.3 - Железобетонные (а) и чугунные (б) кольцевые утяжелители

а - утяжелитель бетонный охватывающий УБО-УМ; б - утяжелитель бетонный охватывающий для трубопровода УтО Рисунок 1.4 - Железобетонный утяжелитель

а б в г д е

а, б, в, г - широколопастные; д, е - узколопастные; а, в, е - с коническим наконечником; а, б - с одной лопастью; в, г - с двумя лопастями; д, е - с одной многовитковой лопастью; д - с наконечником для мерзлых грунтов в виде зубчатой коронки Рисунок 1.5 - Разновидности винтовых анкеров

Согласно нормативным документам [12, 20, 62, 69] на русловом участке перехода следует предусматривать сплошные (бетонные) покрытия или специальные грузы, конструкция которых должна обеспечить надежное их крепление к трубопроводу для его укладки способом протаскивания по дну, а на береговых участках - одиночные грузы или закрепление трубопроводов анкерными устройствами. На рисунке 1.6 приведена статистика использования способов закрепления и балластировки трубопроводов, составленная на основании обобщения опыта строительства трубопроводов в последние годы. Наиболее применяемыми на сегодняшний день являются различные железобетонные пригрузы, чугунные утяжелители из-за высокой стоимости применяются не так часто, а полимерконтейнерные устройства и конструкции с неткаными синтетическими материалами (НСМ) применяются, как правило, только на обводненных участках МГ.

2%3%

I Железобетонные грузы I Чугунные грузы ПКБУ, НСМ I Анкерные устройства I Прочие устройства

Рисунок 1.6 - Статистика применения устройств балластировки и закрепления трубопроводов на проектных отметках

В соответствии с [11, 12, 20, 61, 62, 69] условие устойчивости газопровода против всплытия имеет следующий вид

О <—0

х-'акт — , ^пас ■

К.в

(12)

где Qакт - суммарная расчетная нагрузка на МГ, действующая вверх, включая упругий отпор при прокладке свободным изгибом, Н;

Qпас - суммарная расчетная нагрузка, действующая вниз (включая массу - собственный вес), Н;

кц.в - коэффициент надежности устойчивости положения МГ против всплытия, принимаемый равным:

- для участков перехода через болота, поймы, водоемы при отсутствии течения, обводненные и заливаемые участки в пределах ГВВ 1 % обеспеченности - 1,05;

- для участков перехода через реки шириной до 200 м по среднему меженному уровню, включая прибрежные участки в границах производства подводно-технических работ - 1,10;

- для участков перехода через реки и водохранилища шириной свыше 200 м, а также горные реки - 1,15.

Нагрузки Qакт и Qпас вычисляют по следующим выражениям:

Qакт ~ РА + Циз Ь , (1.3)

Оас = ЯтрЬ + О, (1.4)

где Гл - выталкивающая сила воды, Н, определяемая по формуле (1.1);

qиз - интенсивность нагрузки от упругого отпора при свободном изгибе, Н/м;

Ь - протяженность участка газопровода, подверженного воздействию водной среды, м;

qтр - погонная нагрузка от веса трубы, Н/м;

Qб - нагрузка, которая обеспечивается на участке МГ установленными балластирующими устройствами, Н.

Расчетную интенсивность нагрузки qиз от упругого отпора при свободном изгибе МГ вычисляют по формулам:

для выпуклых кривых

для вогнутых кривых

диз , (1.5)

9р2р3

диз = ^104 , (1.6)

9 Р р

где Ео - модуль упругости материала трубы, МПа; J - момент инерции сечения труб на рассматриваемом участке МГ, м4; Р - угол поворота оси МГ, радиан; р - радиус кривизны упругого изгиба, м.

Нагрузку Qб при балластировке участка МГ железобетонными или чугунными утяжелителями вычисляют по следующей формуле

Об = К (Уб-ув Уяппр, (1.7)

где кб - коэффициент надежности по нагрузке, принимаемый равным 0,9 для железобетонных грузов и 1,0 для чугунных грузов;

Уб - плотность материала балласта, кг/м3; ув - плотность воды, кг/м3; V - объем одного комплекта балласта, м3;

Ппр - количество комплектов балласта на обводненном участке МГ.

При равномерной по длине балластировке одиночными утяжелителями или сплошным обетонированием участка трубопровода, укладываемого способом свободного изгиба, величина нормативной интенсивности балластировки q6 (вес на воздухе) определяется из следующего выражения

qH = ^(КеF+qU3 - qmp - qd0n,)—yV~, (18)

k6 L У б -Уе К.е

где qdon - расчетный погонный вес транспортируемого продукта, Н/м (у газопроводов, как правило, не учитывается).

Выполнение условия устойчивости против всплытия (см. формулу (1.2)) 1111 является необходимым, но не достаточным условием для обеспечения устойчивости положения участка газопровода на стадии эксплуатации. При транспортировке газа участки 1111, как и другие участки ЛЧ МГ подвержены воздействию сжимающего продольного усилия, обусловленного внутренним давлением в трубе и температурными деформациями, возникающими из-за разницы температур транспортируемого продукта и наружного воздуха во время выполнения захлеста на участке 11 . В этой связи для обеспечения устойчивости положения участка 11 должно выполняться также и условие его устойчивости в продольном направлении, записываемое в следующем виде:

- для МГ с рабочим давлением до 10 МПа

m

S < ~NKp, (1.9)

где S - продольное усилие в сечении газопровода, обусловленное продольными деформациями материала труб, Н;

m - коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый равным 0,660 для участков категории В, 0,825 - для участков категорий I и II; 0,990 - для участков категорий III и IV;

Ыкр - продольное критическое усилие, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода, Н;

- для МГ с рабочим давлением свыше 10 МПа

S < кр, (1.10)

ku. b

где ku.b - коэффициент запаса общей устойчивости, принимаемый равным 1,10 для участков газопроводов категории Н, 1,30 - для участков газопроводов категорий С и В.

Значение продольного усилия S в сечении газопровода, обусловленного внутренним давлением транспортируемого продукта и изменением температуры стенок газопровода от момента его монтажа и до стадии эксплуатации, рассчитывается по следующей формуле

Б -

(0,5 -м)Р(°" - 28) + аЕА 28

А, (1.11)

где / - коэффициент Пуассона металла трубы;

р - внутреннее давление в трубопроводе, МПа;

Dн - наружный диаметр трубопровода, м;

8- толщина стенок труб, м;

а- коэффициент линейного расширения металла труб, 1/град;

Е - модуль упругости материала труб, МПа;

Аt - температурный перепад, °С, принимаемый положительным при нагревании;

А - площадь поперечного сечения трубы, м2.

Значение критической силы Nкр для прямолинейных участков заглубленного в грунт газопровода определяется по следующей формуле [1]

N - я2Ы + Суо°н'2 (112)

Икр (^ )2 *2 '

где J - момент инерции поперечного сечения труб, м4;

kзакр - коэффициент приведения длины, зависящий от характера закрепления концов стержня (кзакр = 1,0 при шарнирном закреплении обоих концов участка газопровода, kзакр = 0,5 при жестком закреплении обоих концов участка газопровода);

/- длина участка, м;

Суо - коэффициент нормального сопротивления грунта, МПа/м.

Следует отметить, что влияние грунта вокруг газопровода на значение критической силы Nкр определяет только второй член правой части формулы (1.12), а первый член правой части формулы (1.12) определяет значение критической силы ^р для участка газопровода, не имеющего грунта вокруг трубы.

Предельное сопротивление грунта вертикальным перемещениям трубы вверх qпр.гр может быть определено по следующей формуле [1]

, 0,7егпИ0

Япр.гр =УгрОн (\ - 0,39Бн ) + УгрИ^(0,7фгр) + р7 0 , (1.13)

СО$(07 Фгр )

где угр - объемный вес грунта, кг/м3;

ко - расстояние от верха засыпки до оси трубы, м;

(ргр - угол внутреннего трения грунта, градусы;

Сгр - сцепление грунта, МПа.

Из формулы (1.13) видно, что предельное сопротивление грунта вертикальным перемещениям трубы вверх возрастает с увеличением заглубления трубы, то есть величина за-

глубления трубопровода в русловой части 1111 и на его береговых участках является весьма важным параметром, обеспечивающим устойчивость трубопровода в продольном направлении. При уменьшении заглубления трубы ниже значения, обеспечивающего устойчивость участка газопровода в продольном направлении, например, вследствие эрозионного вымывания грунта возрастают риски потери участком газопровода продольной устойчивости. Оценка протяженности участка газопровода, который не подвержен потере продольной устойчивости после эрозионного разрушения грунта засыпки, является практически важной задачей, направленной на обеспечение безопасной эксплуатации МГ.

1.2 Геокриологические особенности головного участка МГ Бованенково - Ухта

Трасса МГ Бованенково - Ухта начинается южнее Бованенковского месторождения. Начальный участок ЛЧ находится на полуострове Ямал, а участок после перехода через Бай-дарацкую губу проходит по материковой территории, в частности по территории Приуральского района Ямало-Ненецкого автономного округа и территории Республики Коми. Общая протяженность трассы от 0 км до компрессорной станции (КС) Ухтинской составляет 1109,6 км, при этом в качестве головного участка МГ принимается ЛЧ, проходящая по территориям, характеризующимся наличием ММГ. Протяженность головного участка составляет порядка 470 км: ~ 150 км на полуострове Ямал, ~ 71 км переход через Байдарацкую губу, ~ 249 км на материке.

Трасса МГ начального участка МГ Бованенково - Ухта, находящегося на полуострове Ямал, характеризуется наличием сплошных низкотемпературных ММГ мощностью до 300 -400 м. Температура мерзлых грунтов на глубине нулевых амплитуд изменяется от минус 3,0 до минус 5,0 °С. Льдистость пород колеблется от 0,15 до 0,35. Расчетная глубина сезонного слоя промерзания-оттаивания составляет 0,4 - 0,9 м [65]. Грунты сезонно талого слоя представлены торфом, супесью пластичной и относятся к сильнопучинистым.

Материковый участок трассы МГ от КС Ярынская до КС Гагарацкая протяженностью порядка 121 км характеризуется наличием сплошных низкотемпературных ММГ мощностью до 300 - 400 м. Температура ММГ на глубине нулевых амплитуд изменяется от минус 3,0 до минус 7,0 °С, а на склонах с кустарниковой растительностью и в долинах водотоков - от минус 3,0 до минус 5,0 °С. В летний период грунты верхней части геологического разреза оттаивают на глубину от 0,4 м в торфах до 1,5 м в песках. Талые породы отмечаются под руслами крупных рек, где их мощность составляет 3 - 7 м, причем малые реки и ручьи не формируют таликов. Под озерами глубиной не менее 1,8 - 2 м отмечаются талики в среднем до

глубины 3 - 10 м.

Материковый участок трассы после КС Гагарацкая протяженностью порядка 128 км характеризуется наличием сплошных низкотемпературных ММГ мощностью до 500 - 700 м. Температура ММГ на глубине нулевых амплитуд изменяется от минус 3,0 до минус 7,0 °С. Мощность сезонноталого слоя в значительной степени зависит от литологии пород. В торфе глубина сезонного протаивания составляет 0,2 - 0,7 м. Для скальных выходов коренных пород мощность сезонно-талого слоя составляет 4 - 6 м. На водораздельных поверхностях с близким залеганием скальных пород, но перекрытых делювиальными суглинками мощностью до 0,5 м, мощность сезонно-талого слоя резко снижается, составляя 0,8 - 1,5 м.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Сарычев Игорь Леонидович, 2025 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Айнбиндер А.Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость: справочное пособие. - М.: Недра, 1991. - 287 с.

2. Айнбиндер А.Б., Камерштейн А.Г. Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость. - М.: Недра, 1982. - 340 с.

3. Андреев А.А. Анализ перспективы строительства магистрального газопровода «Сила Сибири» в условиях сейсмичности и вечномерзлых грунтов // Молодой ученый. - 2015. -№ 10 (90). - С. 134 - 139.

4. Баясан Р.М. Технология и технические средства термостабилизации мерзлых грунтов оснований магистральных и промысловых трубопроводов в криолитозоне / Р.М. Баясан, С.И. Голубин // Инженерные изыскания. - 2012. - № 7. - С. 64 - 69.

5. Бородавкин П.П. Механика грунтов: учебник для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 349 с.

6. Бородавкин П.П. Подземные магистральные трубопроводы (проектирование и строительство). - М.: Недра, 1982. - 384 с.

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

8. Бронштейн И.Н., Семендяев К.А. Справочник по математике для инженеров и учащихся втузов. - М.: Наука, Главная редакция физ.-мат. литературы, 1986. - 544 с.

9. Быков Л.И., Григоренко И.И. Расчетные зависимости для определения силового воздействия грунта при поперечных перемещениях трубопроводов // Проектирование, строительство и эксплуатация магистральных нефтегазопроводов и нефтебаз: сб. науч. тр. УНИ. -Уфа: 1969. - Вып. 3. - С. 33 - 40.

10. Васильев Н.П. Балластировка и закрепление трубопроводов. - М.: Недра, 1984. -

166 с.

11. Ведомственные строительные нормы ВСН 39-1.9-003-98. Конструкции и способы балластировки и закрепления подземных газопроводов. - М.: ИРЦ Газпром, 1998. - 50 с.

12. Ведомственные строительные нормы ВСН 010-88. Строительство магистральных трубопроводов. Подводные переходы. - М.: ВНИИСТ, 1990. - 103 с.

13. Володченкова О.Ю. Обеспечение проектного положения подземных магистральных нефтепроводов в зонах вечной мерзлоты: дис. ... канд. техн. наук: 25.00.19. - М., 2007. -148 с.

14. Воскресенский С.С. Динамическая геоморфология. Формирование склонов. - М.: МГУ, 1971. - 231 с.

15. Голубин С.И. Мерзлотные процессы и деформации газопроводов // Энергия: экономика, техника, экология. - 2007. - № 8. - С. 60 - 62.

16. Голубин С.И., Великоднев В.Я., Каленский В.С. Тепловое и механическое взаимодействие подземного газопровода с многолетнемерзлыми грунтами и методы геотехнического мониторинга // Инженерные изыскания. - 2011. - № 9. - С. 54 - 60.

17. Горелов А.С. Взаимодействие шлейфовых газопроводов с вечномерзлыми грунтами в теплый период года: дис. ... канд. техн. наук: 25.00.19: защищена 11.06.2004. - Тюмень, 2004. - 114 с.

18. ГОСТ 26262-2014. Грунты. Методы полевого определения глубины сезонного оттаивания. - М.: Стандартинформ, 2019. - 7 с.

19. ГОСТ 27.002-2015. Надежность в технике. Термины и определения. - М.: Стандар-тинформ, 2016. - 28 с.

20. ГОСТ Р 55989-2014. Магистральные газопроводы. Нормы проектирования на давление свыше 10 МПа. Основные требования. - М.: Стандартинформ, 2015. - 106 с.

21. Дерцакян А.К., Васильев Н.П. Строительство трубопроводов на болотах и много-летнемерзлых грунтах. - М.: Недра, 1978. - 167 с.

22. Димов Л.А., Богушевская Е.М. Магистральные трубопроводы в условиях болот и обводненной местности. - М.: Издательство «Горная книга», Издательство Московского государственного горного университета, 2010. - 392 с.

23. Захаров А.А. Оценка устойчивости магистрального газопровода на участке подводного перехода через Байдарацкую губу при отрицательных температура транспортируемого газа / А.А. Захаров, А.В. Крюков, С.Н. Булдович, В.З. Хилимонюк // Газовая промышленность. - 2014. - № 11. - С. 95 - 100.

24. Иванцов О.М. Надежность магистральных трубопроводов. - М.: КИИП «Нефте-газстройинформреклама», 1991. - 174 с.

25. Идрисов Р.Х. Обеспечение надежности и безопасности подводных переходов магистральных нефтепроводов: автореф. дис. ... д-ра техн. наук: 25.00.19. - Уфа: ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов», 2002. - 42 с.

26. Инструкция по оценке прочности и контролю участков газопроводов в слабонесущих грунтах. - М.: ВНИИГАЗ, 1986. - 97 с.

27. Инструкция по проектированию трубопроводов, укладываемых в насыпи и с малым заглублением в грунт. - М.: ОНТИ ВНИИСТ, 1967. - 25 с.

28. Информационная система оценки технического состояния объектов ЕСГ ПАО «Газпром» «Инфотех» [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.

29. Кассандрова О.Н., Лебедев В.В. Обработка результатов наблюдений. - М.: Наука, Главная редакция физ.-мат. литературы, 1970. - 104 с.

30. Кожаева К.В., Мустафин Ф.М., Якупова Д.Е. Методы расчета продольной устойчивости трубопровода и меры по ее обеспечению на участке подводного перехода // Нефтяное хозяйство. - 2016. - № 2. - С. 102 - 104.

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

32. Кузьбожев А.С., Шишкин И.В., Бирилло И.Н. и др. Патент РФ № 2717536 RU, МПК Е01С 3/04; Е01С 5/20; E02D 17/20. Георешетка. Заявка № 2018136294. Заявл. 15.10.2018. Опубл. 24.03.2020. Бюл. № 9.

33. Кушнир С.Я. Особенности проектирования и строительства нефтегазопроводов в условиях мерзлых фунтов // Криогенные ресурсы полярных регионов: матер. междунар. конф. (Салехард, июнь 2007). Т. 2. - М.: Науч. сов. по криол. Земли РАН, 2007. - С. 327 -328.

34. Лисин Ю.В. Развитие технологий и строительных решений по способам прокладки трубопровода Заполярье - Пурпе на многолетнемерзлых грунтах и их применение на подводных переходах трубопровода Куюмба - Тайшет / Ю.В. Лисин, В.В. Павлов, А.Е. Сощен-ко, М.Ю. Зотов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2014. - № 3 (15). - С. 68 - 71.

35. Лисин Ю.В. Технические решения по температурной стабилизации многолетне-мерзлых грунтов оснований объектов трубопроводной системы «Заполярье - НПС «Пур-Пе» / Ю.В. Лисин, А.Е. Сощенко, В.В. Павлов, А.В. Коргин, В.И. Суриков // Промышленное и гражданское строительство. - 2014. - № 1. - С. 65 - 68.

36. Литвин И.Е. Обеспечение работоспособности трубопроводов, эксплуатируемых в водных средах: дис. .д-ра техн. наук: 25.00.18. - М., 2002. - 250 с.

37. Ложкин В.Н., Веттегрень В.И., Ложкина О.В. Надежность технических систем и техногенный риск. - LAP LAMBERT Academic Publishing, 2017. - 468 с.

38. Маянц Ю.А., Голубин С.И., Ушаков А.В., Николаев М Л. Патент РФ № 2587730 RU, МПК F16L 1/24; F16L 1/16. Способ закрепления подводного трубопровода в проектном положении. Заявка № 2014153966/06. Заявл. 30.12.2014. Опубл. 20.06.2016. Бюл. № 17.

39. Методическая документация в строительстве. МДС 11-21.2009. Методика определения точного местоположения и глубины залегания, а также разрывов подземных коммуникаций (силовых, сигнальных кабелей, трубопроводов газо-, водоснабжения и др.), предот-

вращающих их повреждения при проведении земляных работ [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://files.stroyinf.ru/Data1/56/56654/ (дата обращения 31.03.2023).

40. Мустафин Ф.М. Диагностика и расчет устойчивости трубопровода на участке подводного перехода/ Ф.М. Мустафин, А.К. Абзалов, К.В. Куценко, Э.В. Мамлиев // Газовая промышленность. - 2013. - Спецвыпуск. - С. 41 - 43.

41. Отчет по результатам диагностического обследования подводного перехода газопровода подключения ГП-22-0/28, 19,7 км трассы через р. Морды-Яха. - СПб.: ООО «Интершельф СТМ», 2016. - 23 с.

42. Отчет по результатам диагностического обследования подводного перехода газопровода подключения ГП-21-0/28, 18,9 км трассы через р. Морды-Яха. - СПб.: ООО «Интершельф СТМ», 2016. - 23 с.

43. Официальный сайт компании ООО «Газпром трансгаз Ухта» [электронный ресурс]. - Режим доступа: https://ukhta-tr.gazprom.ru/about/history/khronika-vazhnejshikh-sobytij/ (дата обращения 17.02.2020).

44. Пазиняк В.В., Кутвицкая Н.Б., Минкин М.А. Экспериментальные исследования устойчивости трубопроводов на крупномасштабной грунтовой модели // Криосфера Земли. -2006. - Т. X. - № 1. - С. 51 - 55.

45. Петров И.П., Айнбиндер А.Б. Сопротивление грунта поперечным и продольным перемещениям труб // Вопросы прочности трубопроводов: сб. науч. тр. ВНИИСТ. - 1971. -Вып. 25. - С. 163 - 179.

46. Писаренко Г.С., Яковлев А.П., Матвеев В.В. Справочник по сопротивлению материалов. - Киев: Наукова думка, 1975. - 704 с.

47. Рекомендации ПАО «Газпром» Р Газпром 2-2.3-1060-2016. Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ПАО «Газпром». Производство работ при ремонте подводных переходов магистральных газопроводов. Общие положения. - СПб.: ООО «Газпром экспо», 2018. - 59 с.

48. Рекомендации ПАО «Газпром» Р Газпром 2-2.3-703-2013. Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Технологические схемы ремонта подводных переходов газопроводов. - М.: ООО «Газпром экспо», 2015. - 294 с.

49. Рекомендации по оценке несущей способности участков газопроводов в непроектном положении. - М.: ВНИИГАЗ, 1986. - 43 с.

50. Романцов С.В., Шарыгин В.М. Конструктивно-технологические решения по восстановлению устойчивости действующих газопроводов // Газовая промышленность. - 2007. -№ 8. - С. 33 - 36.

51. Руководящий документ РАО «Газпром» РД 51-2.4-007-97. Борьба с водной эрозией грунтов на линейной части трубопроводов. Инструкция. - М.: ИРЦ Газпром, 1998. - 80 с.

52. Сапсай А.Н. Внедрение и развитие технологий термостабилизации грунтов на объектах НПС-2 магистрального трубопровода «Куюмба - Тайшет» / А.Н. Сапсай, В.В. Павлов, В.Д. Кауркин, А.В. Коргин // Вестник МГСУ. - 2014. - № 8. - С. 62 - 72.

53. Сарычев И.Л. Исследование причин изменения начального положения подводного перехода газопровод / И.Л. Сарычев, А.С. Кузьбожев, И.Н. Бирилло, Ю.А. Маянц, А.В. Ел-фимов // Вести газовой науки. - 2020. - Спецвыпуск (43). - С. 78 - 86.

54. Сарычев И.Л. Анализ напряженно-деформированного состояния газопроводов подводных переходов при изменении начального положения трубы / И.Л. Сарычев, А.С. Кузьбожев, И.Н. Бирилло, Ю.А. Маянц, А.В. Елфимов // Вести газовой науки. - 2020. -Спецвыпуск (43). - С. 73 - 77.

55. Сарычев И.Л. Пути совершенствования системы технического обслуживания и ремонта объектов линейной части магистральных газопроводов / И.Л. Сарычев, Ю.А. Маянц, А.В. Елфимов, А.С. Кузьбожев, И.Н. Бирилло, И.В. Шишкин // Газовая промышленность. -2022. - № 1 (829). - С. 96 - 99.

56. Сарычев И.Л. Анализ причин нестабилизированного положения газопровода на пересечениях с водными преградами / И.Л. Сарычев, А.С. Кузьбожев, И.Н. Бирилло, И.В. Шишкин // Технологии нефти и газа. - 2023. - № 5 (148). - С. 60 - 64.

57. Сарычев И.Л. Анализ опасности бокового оголения газопровода / И.Л. Сарычев, А.С. Кузьбожев, И.Н. Бирилло, И.В. Шишкин // Технологии нефти и газа. - 2023. - № 4 (147). - С. 39 - 45.

58. Сарычев И.Л. Особенности и состояние подводных переходов ООО «Газпром трансгаз Ухта» / И.Л. Сарычев, И.Н. Бирилло, А.С. Кузьбожев, П.А. Кузьбожев // Рассохин-ские чтения: матер. междунар. конф. (Ухта, 6 - 7 февраля 2020 г.). В 2 ч. Ч. 1. - Ухта: УГТУ, 2020. - С. 99 - 104.

59. Сарычев И.Л., Бирилло И.Н. Анализ особенностей и технического состояния подводных переходов ООО «Газпром трансгаз Ухта» // Нефтегазовый терминал. Выпуск 19: матер. междунар. научно-техн. конф. имени профессора Н.А. Малюшина. - Тюмень, 2021. -С.356 - 362.

60. Сарычев И.Л., Кузьбожев П.А. Разработка технических решений для противоэро-зионной защиты трубопроводов в особо сложных условиях эксплуатации // Рассохинские чтения: матер. междунар. конф. (Ухта, 2 - 3 февраля 2023 г.). - Ухта: УГТУ, 2022. - С. 347 -349.

61. Свод правил СП 107-34-96. Балластировка, обеспечение устойчивости положения газопроводов на проектных отметках. - М.: ИРЦ Газпром, 1996. - 47 с.

62. Свод правил СП 36.13330.2012. Магистральные трубопроводы (Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*). - М.: Госстрой, ФАУ ФЦС, 2012. - 93 с.

63. Селезнев В.Е., Алешин В.В., Прялов С.Н. Основы численного моделирования магистральных трубопроводов. - М.: КомКнига, 2005. - 496 с.

64. Система магистральных газопроводов Бованенково - Ухта. Линейная часть газопровода. Переходы через водные преграды. Проект. Пояснительная записка 06.092.2-ПЗ-4.2. Том 4. Книга 4.2. - ОАО «ЮЖНИИГИПРОГАЗ», 2008. - 45 с.

65. Система магистральных газопроводов Бованенково - Ухта. Проект. Том 3. Природно-климатическая и инженерно-геологическая характеристика района строительства. -Саратов: ОАО «ВНИПИгаздобыча», 2008.

66. Система магистральных газопроводов Бованенково - Ухта. Проект. Том 4. Линейная часть газопровода. - ОАО «ЮЖНИИГАПРОГАЗ», 2008.

67. Спектор Ю.И. Бабин Л.А. Укрепление берегов в створах подводных трубопроводов. - М.: ВНИИПКтехоргнефтегазстрой, 1988. - 36 с.

68. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов / Под ред. Дер-цакяна А.К. - Д.: Недра, 1977. - 518 с.

69. Стандарт ПАО «Газпром» СТО Газпром 2-2.1-249-2008. Магистральные газопроводы. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. - 150 с.

70. Стандарт ПАО «Газпром» СТО Газпром 2-2.3-1058-2016. Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ПАО «Газпром» Техническое обслуживание подводных переходов магистральных газопроводов. Общие положения. -СПб.: ООО «Газпром экспо», 2018. - 117 с.

71. Стандарт ПАО «Газпром» СТО Газпром 2-2.3-1059-2016. Комплексное техническое диагностирование подводных переходов магистральных газопроводов. Общие положения. - СПб.: ООО «Газпром экспо», 2018. - 190 с.

72. Стандарт ПАО «Газпром» СТО Газпром 2-2.3-159-2007. Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром» Инструкция по ремонту подводных газопроводов с использованием установки полуавтоматической сварки УПСС-1. - М.: ООО «Газпром экспо», 2007. - 52 с.

73. Стандарт ПАО «Газпром» СТО Газпром 2-2.3-344-2009. Положение о воздушном патрулировании трасс магистральных трубопроводов ПАО «Газпром». - СПб.: ООО «Газпром экспо», 2017. - 30 с.

74. Стандарт ПАО «Газпром» СТО Газпром 2-2.3-456-2010. Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром» Ремонт изоляционных покрытий магистральных газопроводов на русловых участках подводных переходов. - М.: ООО «Газпром экспо», 2010. - 23 с.

75. Стандарт ПАО «Газпром» СТО Газпром 2-3.5-454-2010. Правила эксплуатации магистральных газопроводов. - М.: ООО «Газпром экспо», 2010. - 229 с.

76. Стандарт ООО «Газпром трансгаз Ухта» СТО 29.24.9-00159025-03-010-2011. Ремонт размытых и провисающих участков газопроводов методом подсадки. - Ухта: ООО «Газпром трансгаз Ухта», 2011. - 18 с.

77. Стандарт ООО «Газпром трансгаз Ухта» СТО 49.50.4-00159025-03-016-2022. Требования к инженерной защите и противоэрозионным сооружениям газопроводов при эксплуатации на многолетнемерзлых грунтах береговых и склоновых участков. - Ухта: ООО «Газпром трансгаз Ухта», 2022. - 87 с.

78. Тимербулатов Г.Н. Оценка напряженно-деформированного состояния газопроводов при их ремонте в заболоченной местности: автореф. дис. ... канд. техн. наук: 25.00.19. -Уфа, 1989. - 19 с.

79. Типовые расчеты при проектировании, строительстве и ремонте газонефтепроводов: учеб. пособие / Под ред. Быкова Л.И. - СПб.: Недра, 2011. - 748 с.

80. Филатов А.Д. Номограммы предельных протяженностей свободных пролетов на участках речных подводных переходов МГ / А.Д. Филатов, И.И. Велиюлин, А.С. Добров, Э.И. Велиюлин // ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ. - 2011. - № 2. - С. 76 - 77.

81. Филатов А.Д. Особенности перемещений трубопровода на участках речных подводных переходов МГ под воздействием давления газа / А.Д. Филатов, И.И. Велиюлин, В.А. Поляков, Э.И. Велиюлин, В.А. Александров // ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ. - 2011. -№ 5. - С. 72 - 75.

82. Харионовский В.В. Надежность и ресурс конструкций газопроводов. - М.: Недра, 2000. - 467 с.

83. Харионовский В.В. Повышение прочности газопроводов в сложных условиях. -Л.: Недра, 1990. - 179 с.

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

85. Харионовский В.В., Ремизов Д.И., Попов О.Н. Анализ технического состояния газопроводов на участке Ямбург-Ныда // Газовая промышленность. - 2006. - № 1. - С. 34 - 38.

86. Хигер М.Ш. Изгиб неограниченного трубопровода на нелинейно упругом основании // Строительство трубопроводов. - 1977. - № 1. - С. 25 - 26.

87. Хигер М.Ш., Николаев Н.В. Изгиб трубопровода на нелинейно упругом торфяном основании / Известия высших учебных заведений. Серия «Строительство и архитектура». -1975. - № 5. - С. 53 - 56.

88. Хрусталев Л.Н., Чербунина М.Ю. Выбор оптимальных решений по прокладке магистральных нефтепроводов в криолитозоне // Трубопроводный транспорт: теория и практика. - 2011. - № 5 (33). - С. 20 - 24.

89. Чигарев А.В., Кравчук А.С., Смалюк А.Ф. ANSYS для инженеров. Справочное пособие. - М.: Машиностроение-1, 2004. - 512 с.

90. Шамилов Х.Ш. Об обеспечении устойчивости подземных магистральных трубопроводов на талых участках многолетнемерзлых грунтов / Х.Ш. Шамилов, Д.А. Гулин, Р.Р. Хасанов, С.М. Султанмагомедов // Нефтегазовое дело. - 2015. - Т. 13. - № 2. - С. 111 -118.

91. Шаммазов А.М., Мугаллимов Ф.М., Нефедова Н.Ф. Подводные переходы магистральных нефтепроводов. - М.: ООО «Недрабизнесцентр», 2000. - 237 с.

92. Шарыгин В.М. Аналитическое обоснование и практические методы восстановления устойчивости участков газопроводов в условиях болот // Наука и техника в газовой промышленности. - 2005. - № 2. - С. 48 - 58.

93. Шарыгин В.М. Методы анализа состояния и обеспечения устойчивости ремонтируемых участков газопроводов. ООО «Севергазпром» // Газотранспортные системы: настоящее и будущее: матер. междунар. конф. (Москва, 12 - 13 апреля 2005 г.). - М.: ВНИИГАЗ, 2005. - С. 13.

94. Шарыгин В.М. Разработка методов повышения устойчивости северных газопроводов: дис. ...д-ра техн. наук: 25.00.19: защищена 20.12.2006: утв. 13.04.2007. - М., 2006. - 314 с.

95. Ясин Э.М., Черникин В.И. Устойчивость подземных трубопроводов. - М.: Недра, 1968. - 119 с.

96. Bearman P.W., Zdravkovich M.M. Flow around a circular cylinder near a plan boundary // Journal of Fluid Mechanics. - 1978. - Vol. 89. - № 1. - P. 33 - 47.

97. Bijker E.W., Leeuwestein W. Interaction between pipelines and the seabed under the influence of waves and the current // Proceedings of Symposium «Seabed Mechanics», Newcastle Upon Tyne, England, 1984. - P. 235 - 242.

98. Chiew Y.M. Mechanics of Local Scour Around Submarine Pipelines // Journal of Hydraulic Engineering. - 1990. - Vol. 116. - № 4. - P. 515 - 529.

99. Couperthwaite S.L., Marshall R.G. Geotextile Pipeline - Weight Design is Advanced // Oil and Gas Journal. - 1987. - Vol. 85. - № 35. - P. 58 - 61.

100. Couperthwaite S.L., Marshall R.G. Musked Pipeline Research Fields Bog Cost Saving // Oil and Gas Journal. - 1987. - Vol. 85. - № 33. - P. 35 - 40.

101. Flexible Mats Provide Pipeline With Erosion Control // Pipeline and Gas Journal. -1978. - Vol. 205. - № 3. - P. 2.

102. Heerten G., Muhring W. Proposals of flexible toe design of revetments // Proceedings of the International Conference «Flexible armoured revetments incorporating geotextiles», London, 1984. - P. 31 - 44.

103. Mao Y. Seabed scour under pipelines // Proceedings of 7th International Symposium on Offshor Mechanics and Arctic Engineering, Houston, USA, 1988. - P. 33 - 38.

104. Reinforced earth in pipeline construction / L.A. Babin, Y.I. Spector, N.F. Shchepin, V.P. Kulagin // Proceedings of the International Symposium «Earth Reinforcement», Fukuoka, J a-pan, 1996. - P. 565 - 568.

105. Rudolph R.L., Dowell J. Erosion Control Fabric Saves $90,000 //Public Works. -1988. - №. 12. - P. 68.

106. Van den Berg J.C., Lindenberg J. Stability of Armorflax revetment system under wave attac // Proceedings of the International Conference «Flexible armoured revetments incorporating geotextiles», London, 1984. - P. 90 - 99.

107. Wise E.G. Development parameters for integrated flexible revetment systems // Proceedings of the International Conference «Flexible armoured revetments incorporating geotextiles», London, 1984. - P. 81 - 90.

108. Wolczaski P., Zbikowcki A. Zastoswaine tworsyw sztuzcych w umocnienie brzegow rzek oraz skarp i dna kanalow // Gospodarka wedna. - 1970. - № 1. - P. 403.

109. Zefrass K.C., Maubeuge K. Building With Geotextiles // Yarn Forming. - 1988. -№ 4. - P. 68 - 74.

ПРИЛОЖЕНИЕ

УТВЕРЖДАЮ

И.о. главного инженера — первого гстителя генерального директора «Газпром трансгаз Ухта»

Р// /

П.ХШИ / Н.С. Кухта

» ¿оо/ся.

2024 г.

АКТ

о внедрении и использовании результатов диссертационной работы САРЫЧЕВА ИГОРЯ ЛЕОНИДОВИЧА «Совершенствование методов ремонта подводных переходов газопроводов для обеспечения их устойчивости в зоне распространения многолетнемерзлых грунтов» представленной на соискание ученой степени кандидата технических наук по специальности 2.8.5 «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и

хранилищ»

Комиссия в составе: председателя Д.С. Волкова — заместителя генерального директора по эксплуатации газопроводов

членов комиссии:

к.т.н. И.А. Меркурьевой - начальника технического отдела, Д.К. Курашева - заместителя начальника технического отдела, составили настоящий акт о том, что результаты диссертационной работы «Совершенствование методов ремонта подводных переходов газопроводов для обеспечения их устойчивости в зоне распространения многолетнемерзлых грунтов», представленной на соискание ученой степени кандидата технических наук по специальности 2.8.5 «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ», внедрены в процессе эксплуатации и ремонта магистральных газопроводов «Бованенково-Ухта» ООО «Газпром трансгаз Ухта» в виде:

1. Рекомендаций по формированию системы принятия решений по результатам мониторинга и дополнительных обследований локальных участков системы магистральных газопроводов «Бованенково-Ухта» при строительстве и на начальном этапе эксплуатации, разработанных в период 2014-2020 г. и позволивших сформировать перечень потенциально опасных участков на подводных переходах газопровода, выполнить их паспортизацию,

сформировать предложения по дооснащению этих участков дополнительными техническими средствами наблюдения и измерений.

2. Методики и критериев ранжирования подводных переходов газопроводов «Бованенково-Ухта» по, признакам предрасположенности к проявлению факторов, влияющих на их устойчивое состояние.

3. Рекомендаций по совершенствованию противоэрозионной инженерной защиты береговых участков подводных переходов газопроводов, применяемой в зоне распространения многолетнемерзлых грунтов, усовершенствованных конструкций противоэрозионной защиты и новых технических решений для устранения нарушений, возникающих на стадии эксплуатации газопроводов.

Разработанные рекомендации вошли в стандарт ООО «Газпром трансгаз Ухта» СТО 49.50-00159025-03-016-2022 «Требования к инженерной защите и противоэрозионным сооружениям газопроводов при эксплуатации на многолетнемерзлых грунтах береговых и склоновых участков», внедренный в 2022 г.

Использование указанных результатов позволило:

- оценить работоспособность технических решений, использованных на линейной части газопровода «Бованенково - Ухта», достаточность этих решений для обеспечения безопасной эксплуатации газопровода, установить причины возникающих нарушений проектных решений, разработать пути их устранения, избежать развития происходящих нарушений при дальнейшей работе объекта, а также на других объектах, находящихся в аналогичных условиях;

- повысить качество ремонта и надежность отремонтированных участков газопроводов «Бованенково - Ухта»;

- внедрить в комплекс применяемых методов ремонта газопроводов усовершенствованные методы инженерной защиты и противоэрозионные сооружения;

Адрес: ООО «Газпром трансгаз Ухта», набережная Газовиков 10/1, г. Ухта, Республика Коми, 169300, Россия.

Телефон: справочная служба — коммутатор ([phone],

Председатель комиссии

Д.С. Волков

Члены комиссии

Д.К. Курашев

Факс: [phone]; Электронная почта: [e-mail]