Опасные явления, возникающие при строительстве и эксплуатации морских трубопроводов в условиях арктического шельфа

δ_XC – коэффициент скоростной компоненты удельной горизонтальной нагрузки от волн, δ_XC = 0,05;

 

φ – угол между лучом набегающей волны и нормалью к трассе трубопровода, φ = 45°C;

P_ZT – вертикальная составляющая силы давления от течения, кг/м,

(2.27)

где C_z – коэффициент подъемной силы (устанавливается по графику, приведенному на рисунке 2.4), C_z = 0,8

Рисунок 2.5 — Рекомендуемые значения коэффициента подъемной силы C_z

 

 

γ_в – объемная масса морской воды, кг/м³, γ_в = 1030 кг/м³;

D_б – диаметр обетонированного подводного трубопровода, м,             D_б = 1,268 м;

V – скорость донных течений на возвышении D_u от дна, м/с,                V = 0,5 м/с;

g – ускорение силы тяжести, м/с²,g = 9,81 м/с²;

 

β – угол между нормалью к оси трубопровода и направлением придонного течения, β = 0;

 

 

Таким образом  пригруз трубопровода равен 202,2 кг/м.

Если определенный по формуле (2.19) допустимый вес трубопровода в воде оказывается большим, чем фактический вес запроектированного трубопровода, то трубопровод необходимо забалластировать грузами, надежно прикрепленными к нему через определенные расстояния, или сплошным бетонным утяжеляющим покрытием. Величину балластировки 1 м свободно лежащего на дне трубопровода принимают:

. (2.28)

При использовании сплошного утяжеляющего покрытия или при балластировке отдельными грузами, расстояние между которыми в свету меньше полуторной протяженности груза, расчет сил волновых воздействий и давления от течения производится повторно, если ожидается значительное увеличение этих нагрузок с учетом увеличенного соответственно наружного диаметра трубопровода.

 

 

 

 

3. Прибрежный участок

 

Границей между мелководным  и прибрежным участками по трассе трубопровода следует принимать  глубину моря, равную полуторной высоте волны в данном створе; последнюю  следует определять по наблюдениям  или рассчитывать согласно Техническим  условиям СН 288-64 (Указания по проектированию гидротехнических сооружений, подверженных волновым воздействиям. М. Госстройиздат, 1965) с учетом деформации волн, выходящих с глубокой воды на мелководье.

На прибрежных участках трассы подводные  трубопроводы, заглубляются в грунт. При этом под воздействием прибойных волн возможен переход грунта в жидкотекучее состояние. В этих условиях трубопровод необходимо дополнительно проверять на устойчивость в соответствии с зависимостью:

(2.29)

где γ_Т  объемная масса трубопровода, кг/м³;

К_Н – коэффициент надежности, К_Н = 1,2;

γ_Г – объемная масса разжиженного грунта, кг/м³,

(2.30)

где G_ГР – удельная масса скелета грунта, кг/м³, G_ГР = 2650 кг/м³;

γ_в – объемная масса морской воды, кг/м³, γ_в = 1030 кг/м³;

W – влажность грунта (отношение массы воды, заключенное; в порах грунта, к массе твердых частиц гранта), %, W = 194 %;

 

 

Таким образом объемная масса трубопровода должна быть равна или превышать 1568 кг/м³.

3. Расчет трубопроводов на лавинное смятие

 

 

Методика  расчета взята из источника [2].

В отечественном стандарте ВН 39-1.9-005-98 (так же, как и в американских рекомендациях API 1111) содержится следующая формула для расчета газопровода на лавинное смятие:

(2.31)

где σ_t  —  минимальный предел текучести материалы трубы (сталь класса Х-65, предел текучести по спецификации API SL), Па, σ_t = 448 МПа.

δ – толщина стенки трубопровода по отечественному стандарту, м,    δ = 30 мм;

D_n  —  номинальный диаметр трубы, м, D_n = 1020 мм;

 

Эта формула по механической сути, близка к норвежскому стандарту  OS-F101, который содержит формулу:

(2.32)

где σ_t  —  минимальный предел текучести материалы трубы (сталь класса Х-65, предел текучести по спецификации API SL), Па, σ_t = 448 МПа.

– коэффициент класса безопасности, = 1,308 для трубопровода в пределах 500 м частой человеческой деятельности;

— коэффициент сопротивления материала трубы, зависящий от способа ее производства, = 1,1 при (SLS/ULS/ALS), = 1 при FLS;

α_tb – максимальный коэффициент изготовления труб, α_tb = 11,3;

 

δ₂ – толщина стенки трубы в пределах частой человеческой деятельности, δ₂ = 7,49 МПа;

 

Британский стандарт BS 8010, часть 3, рассчитывает лавинное смятия по формуле:

(2.33)

Давление, рассчитанное по британскому стандарту на 96 % больше давления рассчитанного по отечественному стандарту, и на 87 % больше давления посчитанного по британскому стандарту.

 

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

 

 

1. Капустин, К. Я., Камышев М. Строительство морских трубопроводов [Текст] / Капустин, К. Я., Камышев М. А. – М.: Недра, 1982, – 207 с.
2. Папуша, А. Н. Проектирование морского подводного трубопровода: расчет на прочность, изгиб и устойчивость морского трубопровода в среде Mathematica [Текст]: учебное пособие / А. Н. Папуша – Москва-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»; Институт компьютерных исследований, 2006, – 328 стр.
3. Бородавкин, П. П. Морские нефтегазовые сооружения. Часть 2. Технология строительства  [Текст]: Учебник для вузов / П.П. Бородавкин – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. – 408 с.: ил.
4. Рекомендации по проектированию и строительству морских подводных нефтегазопроводов Р 412-81[Текст]. — М.: 1981
5. Золотухин, А. Б. Основы разработки шельфовых месторождений и строительство морских сооружений в Арктике [Текст]: Учебное пособие / А. Б. Золотухин, О. Т. Гудместад, А. И. Ермаков — М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2000. — 770 с.
6. ГОСТ Р 54382 — 2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования [Текст]. – М.: Стандартинформ, 2012 – 270 с.