автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.13, диссертация на тему:Несущая способность глубоководных трубопроводов

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М.ГУБКИНА

На правах рукописи УДК 622.691.4

ГОРЯИНОВ ЮРИИ АФАНАСЬЕВИЧ

РГБ ОД

7 " А5Г Ж

НЕСУЩАЯ СПОСОБНОСТЬ ГЛУБОКОВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Специальность 05.15.13 - «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва-2000

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М.Губкина и ОАО «Газпром»

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Харионовский В.В.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Шутов В.Е.

кандидат технических наук Силкин В.М.

Ведущее предприятие ВНИПИморнефтегаз

Защита состоится » £¿/¿>//'-2' 2000 г. в /Г часов в аудитории на заседании диссертационного совета Д 053.27.02 но защите диссертаций на соискание ученой степени доктора технических наук по специальности 05.15.13 «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ» при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М.Губкина но адресу: 117917, Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М.Губкина.

Автореферат разослан « уис*^ 2000 г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук, доцент

В.В.Орехов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы диссертации. В настоящее время основными стратегическими направлениями развития тазовой промышленности России следует считать увеличение добычи газа за счет разработки новых месторождений и одновременное расширение экспортных поставок природного I аза в Западную Европу и страны Азии.

Одним из наиболее перспективных регионов с точки зрения добычи газа является полуостров Ямал с его крупнейшими месторождениями -Бованенковским, Харасавэйским и Крузенштерновским. Для транспорта газа, добываемого на Ямале, планируется строительство газотранспортной системы «Ямал-Европа». При этом, как показал гехнико-экономический анализ, наиболее эффективной является трасса, пересекающая Байдарацкую губу Карского моря.

Другим перспективным газоносным районом является акватория Западной Арктики, включая Баренцево, Карское и Печорское моря. Крупнейшим среди месторождений Арктического шельфа является III кжмановское газоконденсатное месторождение. Транспортировка газа этого месторождения возможна только но подводному газопроводу, при этом протяженность морского участка составляет около 550 км, а максимальная глубина воды достигает 350 м.

Одним из перспективных проектов ближайшего будущего следует считать «Северный трубопровод», предусматривающий строительство газопровода по дну Балтийского моря для поставок природного газа в Германию и страны Северной Европы.

Среди крупнейших транснациональных проектов наиболее близко к своему осуществлению строительство морского газопровода Россия-Турция по проекту «Голубой поток». Уникальность данного объекта заключается прежде всего в чрезвычайно большой глубине воды (2150 м). Аналогов строительства

трубопроводов и других инженерных сооружений на таких глубинах в мировой практике нет.

Необходимость проведения научного обеспечения проектирования уникальных глубоководных газопроводов и обусловливает актуальность научных исследований в данной области.

Цель диссертационной работы - разработка научных основ обеспечения надежности при строительстве и эксплуатации глубоководных газопроводов.

Основные задачи исследований. В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе решены следующие задачи:

1. Критический анализ современных методов проектирования морских газопроводов и обоснование возможности их применения для глубоководных трубопроводов.

2. Разработка и реализация программы теоретических и экспериментальных исследований несущей способности глубоководных трубопроводов.

3. Разработка технических решений по защите глубоководных трубопроводов от лавинного смятия.

4. Нормирование предельно допустимых свободных пролетов, возникающих при укладке трубопровода на неровное дно.

5. Разработка системы технико-экономических критериев выбора методов и технических средств корректировки свободных пролетов.

Научная новизна

1. Впервые разработана и реализована программа теоретических и экспериментальных работ по обоснованию выбора толщины стенки глубоководных трубопроводов

2. Экспериментально исследованы особенности несущей способности реальных труб на чистое, локальное и лавинное смятие;

3. Разработана методика оптимизации расстановки ограничителей лавинного смятия на глубоководных трубопроводах.

4. Разработаны алгоритм и программы расчета частот собственных колебаний свободных пролетов подводных трубопроводов с учетом реальных эксплуатационных параметров и граничных условий;

5. Проведено исследование продольной устойчивости свободных пролетов глубоководных трубопроводов с учетом реального профиля трассы;

6. Создана система технико-экономических критериев для выбора методов корректировки свободных пролетов подводных трубопроводов;

Практическая ценность научных исследований и реализации работы в промышленности. По результатам проведенных исследований разработана и реализована программа выбора и обоснования толщины стенки глубоководного трубопровода Россия-Турция, которая составила 31,8 мм.

Предложена и реализована методика оптимизации расстановки ограничителей лавинного смятия глубоководных трубопроводов. Рекомендовано устанавливать ограничители с шагом 300 м на континентальных склонах и 900 м на абиссальной равнине.

Разработана методика расчета динамической устойчивости свободных пролетов подводных трубопроводов. Произведена оценка свободных пролетов но трассе газопровода Россия-Турция.

Основные результаты работы внедрены в практику проектирования морского участка газопровода Россия-Турция по проекту «Голубой поток» путем включения в проектную документацию. Экономический эффект от внедрения разработок составляет около 1,3 млн.долл.СШЛ за счет снижения риска ущерба от лавинного смятия.

Апробация работы. Основные положения и результаты работы доложены и обсуждены на:

• VII Annual International Conference "Natural Gas: Trade and Investment Opportunities in Russia and the CIS (Москва - 1998 г.);

• 8-й Московской международной конференции «Нефть и газ» (Москва -1999 г.);

• Международной конференции «Сотрудничество между странами Черноморского региона как фактор экологически приемлемого энергоснабжения» (Сочи - 1999 г.);

• Втором (1999) Европейском симпозиуме по морской механике (Москва -1999 г.);

• Третьей международной конференции «Безопасность трубопроводов» (Московская область - 1999 г.).

• Совместном заседании рабочей группы при Президенте РАН «Риск и безопасность» и Бюро НТС Госгортехнадзора России по проекту газотранспортной системы «Голубой поток» (Москва - 2000 г.).

Публикации. По материалам диссертационного исследования опубликовано 9 работ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и списка литературы из 86 наименований. Содержание изложено на страницах, 26 рисунках и в 13 таблицах.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулирована цель и основные задачи исследования.

В первой главе описаны перспективы строительства морских газопроводов в России, в частности, дана краткая техническая характеристика перехода магистрального газопровода «Ямал-Европа» через Байдарацкую губу Карского моря. При этом отмечено, что накопленный опыт проектирования в перспективе будет применен при выработке технических решений по магистральным газопроводам, которые предстоит построить при освоении газовых я газоконденсатных месторождений шельфа Арктических морей (Баренцева, Карского и Печорского).

Среди них наиболее крупным и перспективным представляется Штокмановское газоконденсатное месторождение. Выполненное ТЭО

обустройства данного месторождения доказало возможность и целесообразность транспорта газа в объеме свыше 90 млрд. куб.м в год по трем ниткам диаметром 1067 мм. Максимальная глубина воды по трассе морского газопровода достигает 350 м.

Другим перспективным проектом является строительство «Северного газопровода» по дну Балтийского моря для поставок природного газа в Германию п страны Северной Европы.

В настоящее время наиболее близок к осуществлению проект «Голубой поток», предусматривающий строительство морского участка газопровода Россия-Турция по дну Черного моря. В рамках проекта «Голубой поток» выполнено ТЭО (1997 г.) и Базовый проект (1999 г.), которые доказали техническую осуществимость и экономическую целесообразность строительства уникального глубоководного газопровода.

Помимо высокого содержания сероводорода в воде Черного моря основной проблемой строительства газопровода Россия-Турция является чрезвычайно большая глубина воды (до 2150 м). Аналогов строительства трубопроводов и других инженерных сооружений на таких глубинах в мировой практике еще не было.

В связи с уникальностью и ответственностью данного проекта был осуществлен большой объем изысканий, а также целый комплекс научных исследований, включая теоретические, лабораторные и натурные испытания, что позволило существенно дополнить существующие мировые нормы проектирования морских трубопроводов. Данная диссертационная работа является составной частью общего комплекса исследований, что и предопределяет ее актуальность.

Далее в первой главе проанализированы особенности строительства глубоководных трубопроводов. Приведен краткий сравнительный технико-экономический анализ двух основных методов строительства глубоководных трубопроводов (так называемых Б-метода и .1-метода). Отмечено, что наибольшую опасность для глубоководных трубопроводов в процессе их

ефшпелылва и эксплуатации представляет возможность локального смятия, заключающегося в потере устойчивости сечения трубопровода под действием наружною гидростатического давления, изгиба и продольного усилия. Другая специфическая особенность глубоководных трубопроводов заключается в явлении лавинного смятия, т.е. в распространении волны возникшего локального смятия но всей длине глубоководного участка.

Третья особенность строительства и эксплуатации глубоководных трубопроводов связана с укладкой на неровное морское дно и возникновением свободных пролетов, подверженных динамическим и статическим нагрузкам.

На различных стадиях развития трубопроводной системы (укладка, заполнение водой, гидравлические испытания, вытеснение воды, вакуумная осушка, различные режимы эксплуатации) сущность проблем остается неизменной, а меняются лишь значения рабочих параметров, таких как внутреннее давление, продольное усилие, изгибающий момент, плотность и скорость течения продукта в трубопроводе и т.д.

Помимо технических и экономических аспектов строительства и эксплуатации глубоководных трубопроводов рассмотрены вопросы экологического ущерба, к которому могуг привести аварии на глубоководных трубопроводах. При этом отмечено, что с данной точки зрения этап строительства существенно более опасен, чем стадия последующей эксплуатации.

Очевидно, что все вышеперечисленные вопросы должны быть тщательно изучены еще на стадии проектирования. Для этого необходимо использовать нормативные методики, основанные как на современных научных достижениях, так и на практическом опыте строительства и эксплуатации морских газопроводов.

Второму критерию в достаточной мере удовлетворяют американские, британские и норвежские стандарты и правила, проверенные опытом строительства в Северном и Средиземном морях, Мексиканском заливе и других точках земного шара. Однако даже эти международно признанные

нормы и правила нельзя механически переносить на проектирование уникальных сверхглубоководных трубопроводных систем без дополнительного научного обоснования или соответствующей корректировки, которые в наибольшей степени требуются для коэффициентов надежности, выбор коюрых проводится на основе статистического анализа предшествующего опыта. В то же время, как было отмечено выше, опыт строительства и эксплуатации газопроводов на таких больших глубинах отсутствует, что и предопределяет необходимость проведения специального исследования.

Анализ методов расчета свободных пролетов при действии динамических нагрузок от подводных течений также выявил недостаточную изученность данного вопроса, который особенно важен для глубоководных трубопроводов в связи с ограниченными возможностями профилирования морского дна.

На основе анализа особенностей строительства н эксплуатации глубоководных трубопроводов, а также критического анализа современных методов их проектирования сформулирована цель и основные задачи исследования.

Во второй главе произведен детальный критический анализ нормативных методик расчета толщины стенки морских трубопроводов на локальное смятие, т.е. в условиях одновременного действия наружного гидростатического давления, изгиба и продольного усилия. Анализу были подвергнуты Американский национальный стандарт ANSE 1331.8-1995, Рекомендуемая практика Американского нефтяного института API 1111, Британский стандарт BS 8010, Норвежские правила DNV 1996, а также Российские ведомственные нормы ВН 39-1.9-005-98.

При этом отмечено, что все расчетные методики сводятся к критериальным зависимостям типа

где /¿-гидростатическое давление воды; г-изгибная деформация; Г-нродольное усилие, а индекс «с» означает критическое значение, т.е. несущую способность по отдельно взятому виду нагрузки.

Конкретный вид формулы (1), включая коэффициенты запаса, надежности и т.д., в каждой методике носит индивидуальный эмпирический характер и зависит от того, применительно к каким конкретным условиям он был получен. При этом следует отметить, что все эти условия далеки от реальных параметров глубоководного участка газопровода Россия-Турция.

Анализ литературных источников по данному вопросу показал еще большие различия и противоречия расчетных методов.

С учетом отсутствия единой теории, промышленного опыта и ограниченного объема статистических данных по специфическим механическим свойствам труб, аналогичных тем, которые предназначаются для строительства глубоководного участка газопровода Россия-Турция, становится очевидной необходимость проведения полномасштабного экспериментального исследования образцов труб при нагрузках, соответствующих реальным условиям строительства и эксплуатации газопровода.

Практическая задача экспериментального исследования заключалась прежде всего в подтверждении приемлемости выбранной проектной толщины стенки газопровода Россия-Турция. В рамках решения конкретной практической задачи было необходимо обосновать выбор и при необходимости скорректировать расчетную модель с учетом новых данных о таких свойствах труб, как, например, изменение предела текучести материала в кольцевом направлении при изготовлении труб методом холодного формования с последующим экснандированием) и при дальнейшем термическом старении в процессе нанесения внутреннего и наружного покрытия.

Исходя из сформулированных задач и требуемых параметров была выбрана существующая экспериментальная установка, схема которой представлена на рис.1. Разработана методика проведения работ, включая

Рис. 1. Принципиальная схема экспериментальной установки

Рис. 2. Обработка результатов эксперимента:

♦ - сварной шов на нейтральной оси; о - минимальная ось овальности в плоскости изгиба; О - сварной шов в плоскости изгиба; д - рабочая точка.

icxiiojioi ик> обмера труб, определения необходимых механических свойств стили, методы приложения нагрузки и обработки полученных данных.

Число экспериментов определялось исходя из необходимости исследования несущих способностей труб но различным видам и сочетаниям нафузок в зависимости от таких факторов, как ориентация сварною шва, осей овальности и т.д. В общей сложности было испытано 18 полномасштабных образцов фуб, а также 5 исходных стальных листов и 2 коротких образца для испытаний механических свойств. Основные результаты испытаний приведены в табл. I, а обработка экспериментальных данных представлена на рис.2. Общий вид труб после различных испытаний представлен на рис. 3-5.

На основании полученных экспериментальных данных сделаны следующие основные выводы:

1. Несущая способность труб по чистому смятию в 1,6 раза превышает гидростатическое давление воды Черного моря на глубине 2150 м.

2. Несущая способность труб по чистому смятию может быть удовлетворительно описана существующими теоретическими моделями.

3. При изготовлении труб методом холодного формования с последующим экспандированием происходит снижение предела текучести стали на сжатие в кольцевом направлении на 15%, в то время как остальные механические параметры, в том числе сопротивление лавинному смятию, не претерпевают существенных изменений.

4. Термическое старение материала труб в процессе нанесения внутреннего и наружного покрытий восстанавливает прочностные показатели до уровня качества исходных стальных листов, из которых данные трубы были изготовлены методом холодного формования с последующим экспандированием.

5. Ориентация овальности труб оказывает существенное влияние на их несущую способность по чистому смятию.

Как показали расчеты, для гарантированной защиты глубоководного участка газопровода Россия-Турция от лавинного смятия необходимо

Основные результаты экспериментального исследования

Таблица 1

№ Средний внешний диаметр, мм Средняя толщина стенки, мм Средняя овальность, % Предел текучести на наружной поверхности, МПа Вид испытаний Давление смятия, МПа Предельный изгиб

на растяжение на сжатие Момент, кНм Деформация,%

1Р 610,1 31,7 0,15 580 482 Чистое смятие 45,0 - |

2Р 609,6 31,3 0,16 570 494 Чистое смятие 45.1 -

ЗР 610,0 31,7 0,15 571 484 Локальное смятие 36,5 4444 0,48

6Р 610,3 31,7 0.15 576 510 Локальное смятие 35.2 4778 0,75

7Р 610,3 31,7 0,15 568 493 Чистое смятие 37,2 - -

8Р 610,9 32,2 0,13 492 377 Чистое смятие 35,0 - -

9Р 610,8 31,7 0.12 519 388 Чистое смятие 37,0 - -

ЮР 610,2 31,7 0,14 524 398 Чистый изгиб - 5581 2,16

IIP 610,4 31,7 0.14 527 407 Чистый изгиб - 5581 2,41

12Р 610,0 31,7 0.14 554 420 Чистый изгиб - 5879 2,27

13Р 610,9 31,8 0.12 533 401 Локальное смятие 29,8 4515 0,67

14Р 610,2 31,8 0.15 545 412 Локальное смятие 28,5 5006 0,92

15Р 610.4 31,8 0.12 513 384 Локальное смятие 26.2 4944 0,91

16Р 610,7 31,9 0.12 524 395 Локальное смятие 28,9 4892 0,79

17Р 610,1 31,7 0.14 540 414 Локальное смятие 32,6 4340 0.47

18Р 610,1 31,7 0,13 542 404 Локальное смятие 31.0 4215 0.47

19Р 610,6 31,6 0,12 543 401 Локальное смятие 32.4 4604 0.57

20Р 610.2 31,7 0,15 541 425 Локальное смятие 24,8 4999 0.88

Рис.3. Образцы труб после испытаний на чистый изгиб.

Рис.4. Образец трубы после испытаний на чистое смятие.

Рис.5. Образец трубы после испытаний на лавинное смятие.

увеличить номинальную толщину стенки с 31,8 до 49,4 мм. Очевидно, что столь существенное увеличение толщины стенки для защиты от негативного явления, которое, вообще говоря, может и никогда не произойти, нецелесообразно как с технической, так и с экономической точек зрения. Поэтому в данных условиях было принято решение применить пассивную защиту от лавинного смятия путем монтажа встроенных ограничителей лавинного смятия, имеющих вид усиленных вставок.

На основе критерия минимума риска (где под риском подразумевается произведение вероятности аварии и экономического ущерба от нее) выведена формула для расчета оптимального шага между ограничителями лавинного смятия

где ¿-протяженность глубоководного участка, на котором возможно лавинное смятие; Си-стоимость одного ограничителя лавинного смятия; /-длина одного ограничителя; Ж-стоимость одного погонного метра трубопровода; р(- и р>-вероятность возникновения лавинного смятия соответственно при строительстве и эксплуатации; и /?>-стоимость ремонта одного погонного метра трубопровода соответственно при строительстве и эксплуатации; ¿-число секций, подлежащих замене при аварии во время строительства.

Третья глава посвящена исследованию устойчивости свободных пролетов подводных трубопроводов.

Анализ основных форм рельефа дна и конфигураций соответствующих свободных пролетов показал, что традиционные расчетные схемы, сводящиеся к однопролетным балкам, в большинстве случаев не могут быть использованы для определения границ устойчивости свободных пролетов.

Для точного решения широкого класса таких задач в наиболее общей постановке предложен метод функций динамической податливости (ФДП), сущность которого сводится к анализу динамического отклика механической

кн,.р(. +яэрэ'

цс,-пг)

(2)

системы на внешнюю нафузку. При этом основной характеристикой системы или ее элемента является ФДП, определяемая как амплитуда вынужденных колебаний в произвольной точке конструкции при действии единичной сосредоточенной гармонической нафузки, приложенной в определенной точке. При этом полагается, что вынужденные колебания механической системы происходят по закону

у(х,1) = <р(х;3;а))5\па>1, (3)

где ^-амплитуда вынужденных колебаний; х-текущая координата; /-время; точка приложения нафузки; со-частота колебаний; ^функция динамической податливости.

Те частоты вынужденных колебаний, при которых ФДП терпит разрыв или достигает экстремума, являются частотами собственных колебаний, являющимися важнейшими параметрами при расчете динамической устойчивости свободных пролетов.

Методом ФДП аналитически решены задачи расчета частот многопролетных балок на упругих или абсолютно жестких промежуточных опорах, а также при одновременном наличие обоих видов опор. При этом в качестве таких опор следует рассматривать точки онирания трубопровода на неровное дно, скальные выступы, откосы траншей и т.д.

Аналогичная задача решена для расчета области динамической устойчивости свободных пролетов с искусственными механическими опорами различной конструкции. Решение задачи сводится к системе линейных алгебраических уравнений порядка 41М, где Ы-число опор. При этом каждая опора характеризуется шестью независимыми параметрами-упругостыо и вязкостью в вертикальном и угловом направлениях, а также сосредоточенной массой и моментом инерции. Различные сочетания этих параметров позволяют учитывать влияние не только естественных или искусственных опор, но и сосредоточенных масс (например, усиленных вставок или анодов).

Сами функции динамической податливости (ФДП) определяются путем интегрирования известного дифференциального уравнения колебаний трубопровода с жидкостью или газом при соответствующих граничных условиях. В зависимости от соотношения эксплуатационных параметров трубопровода вид решения уравнения колебаний может быть различным (линейные комбинации экспонент, тригонометрических функций пли функций Крылова.

В конечном счете расчет сводится к определению низшей (первой) частоты собственных колебаний, которую сравнивают с частотой фактической гидродинамической нагрузки в рамках известных методик.

Большое число параметров, влияющих на динамику свободных пролетов, не позволяет строить номограммы, удобные для инженерных расчетов. Такая номограмма построена лишь для частного случая свободного пролета трубопровода, лежащего на абсолютно жестком основании и опирающегося на скальный выступ, по обе стороны которого образуются пролеты длиной ¿/ и Ь2. Первая частота собственных колебаний может быть определена по формуле

./(а;,?) ГёГ (4)

' 2л(Ц V т '

где £У-изгибная жесткость трубопровода; /и-погонная масса трубопровода, включая массу продукта и присоединенную массу воды; сх-приведенная обобщенная продольная сила, определяемая как

т +—[р,+ру)—-¿-р.,

(5)

е1

где Г-фактнческое продольное сжимающее усилие; с/ и О-соответственно внутренний и наружный диаметры; p¡ и ^»-соответственно внутреннее и наружное гидростатическое давление; р-плотность продукта, находящеюся в полости трубопровода; К-скорость его течения.

Параметр 5 определяется соотношением пролетов (за ¿| принимается меньший пролет)

а коэффициент/^^ определяется из номограммы, представленной на рис. 6.

Из нее видно, что с увеличением приведенной обобщенной продольной силы а частота собственных колебаний монотонно уменьшается и при определенном значении а^р достигает нулевого значения. Физически это означает наступление продольного изгиба, т.е. статической потери устойчивости по Эйлеру. Такая ситуация может быть характерной для глубоководных свободных пролетов при полном отсутствии подводных течений. Зависимость аКр от коэффициента асимметричности б приведена на рис. 7.

Таким образом, метод ФДП позволяет с единых позиций определять границы как динамической, так и статической устойчивости свободных пролетов подводных газопроводов.

В четвертой главе описаны особенности научного обеспечения проектирования глубоководного газопровода Россия-Турция по проекту «Голубой поток».

Основным вопросом проектирования глубоководного участка данного газопровода является выбор и обоснование толщины стенки. При этом были проанализированы четыре предельных состояния, а именно действие внутреннего давления, чистое, локальное и лавинное смятие. Результаты расчетов сведены в табл.2.

Рис.6. К расчету частоты собственных колебаний свободных пролетов подводных трубопроводов.

а.

Зависимость критического продольного усилия от асимметричности свободного пролета.

Таблица 2

Номинальная толщина стенки по предельным состояниям

Предельное состояние Правила 96 Приняты» метод расчета

Внугреннее давление 21,7 21,7

Чистое смятие 29,1 30,4

Локальное смятие 30,2 31,5

Лавинное смятие 49,4 49,4

Для обоснования правомерности применения расчетного метода была разработана и реализована программа теоретических и экспериментальных работ, в которую в качестве составной части входят и испытания труб на смятие, описанные в главе 2.

Аналитическая часть программы включала определение предельных состояний, критический анализ существующих методов расчета и принятых допущений, собственно расчетную часть и выявление на ее основе основных факторов, влияющих на несущую способность груб по различным видам нагрузки.

Комплекс испытаний, помимо основных целен, описанных в главе 2, был призван пополнить набор статистических данных по механическим свойствам реальных труб, а также откорректировать (в случае необходимости) расчетную модель.

Третьей составной часть программы работ стало аналитическое подтверждение надежности трубопровода на основе статистических методов обработки полученных данных. В результате расчетов было определено, что при номинальной толщине стенки 31,8 мм суммарная вероятность аварии глубоководного участка газопровода из-за локального смятия не превышает 1,7-10"5, что позволяет отнести его к высокому классу безопасности.

Из табл. 2 видно, что по критерию лавинного смятия требуется увеличить его толщину стенки с 31,8 до 49,4 мм, т.е. более чем на 55%. В этих условиях защиту от лавинного смятия экономически и технически целесообразно осуществлять путем установки ограничителей лавинного смятия, имеющих вид усиленных вставок.

На основе формулы (2), исходных данных и результатов Базового проекта газопровода Россия-Турция было определено, что на российском н турецком континентальных склонах усиленные вставки необходимо устанавливать с шагом около 300 м, а на абиссальной равнине шаг нужно увеличить до 900 м.

По сравнению с исходным вариантом, предложенным в ТЭО (равномерный шаг 1000 м), оптимизация расстановки ограничителей лавинного смятия по обеим ниткам газопровода дает экономический эффект в виде снижения суммарного риска на 1,3 млн.долл.США, при чем на континентальных склонах снижение рисков как на стадии строительства, так и последующей эксплуатации происходит более чем в два раза, что в сумме окупает даже более чем трехкратное увеличение стоимости затрат на производство и монтаж усиленных вставок.

Другой неотъемлемой частью проектирования подводного участка газопровода Россия-Турция стал расчет предельно допустимых свободных пролетов трубопровода на неровном морском дне. При этом были проанализированы четыре основных варианта нагрузки: пустой трубопровод непосредственно после укладки, заполнение водой перед проведением гидравлических испытаний, сами гидравлические испытания, а также стадия эксплуатации.

При этом было выявлено пять участков на российском континентальном склоне, на которых ожидаемые свободные пролеты будут превышать предельно допустимые значения. Важно отметить, что практически во всех случаях динамический критерий (по частоте собственных колебаний) является более строгим, чем статический критерий (по предельному изгибающему моменту).

Для корректировки свободных пролетов (помимо отклонения от трассы) могут применяться различные методы, в том числе подсыпка горных пород (щебня, гравия или песка) или установка искусственных механических опор.

Для выбора конкретного варианта предложена система технико-экономических критериев, которая помимо традиционных методов оценки предусматривает, в частности, возможность модернизации оборудования с учетом глубины воды, а также возможность проведения этой модернизации к моменту начала строительства газопровода. Необходимо также принимать во внимание экологические аспекты проведения данных работ.

В результате для корректировки свободных пролетов были предложены методы, приведенные в габл.З.

Таблица 3

Рекомендуемые методы корректировки свободных пролетов

№ Участок Глубина воды, м Изменение трассы Подсыпка Монтаж опор

1 \VK-P 15,83-15,98 460 + +

2 \V1CP 16,54-16,67 560 + +

3 \VICP 75,03-75,20 2100 +

4 ЕКР 11,81-12,08 590 + + +

5 ЕКР 18,26-18,48 1255 + + +

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Разработаны научные основы обеспечения надежности при строительстве и эксплуатации глубоководных трубопроводов.

2. Разработана и реализована программа теоретических и экспериментальных работ по научному обоснованию выбора толщины стенки глубоководных трубопроводов.

3. Экспериментально подтверждена пригодность труб из стали марки Х-65 диаметром 610 мм и толщиной стенки 31,8 мм для строительства морского участка газопровода Россия-Турция по проекту «Голубой поток».

4. Определены основные параметры, влияющие на несущую способность пруб по чистому и локальному смятию.

5. Разработана методика оптимизации расстановки ограничителей лавинного смятия на глубоководных участках подводных трубопроводов.

6. Разработана методика расчета свободных пролетов подводных трубопроводов на динамическую устойчивость.

7. Разработана методика расчета свободных пролетов подводных трубопроводов на продольный изгиб.

8. Сформулирована система технико-экономических критериев по оптимальному выбору способов корректировки свободных пролетов.

Экономический эффект от внедрения методики оптимизации расстановки ограничителей лавинного смятия на газопроводе Россия-Турция по проекту «Голубой поток» заключается в снижении экономического риска на 1,3 млн. долл. США.

Основные положении диссертации изложены в следующих работах:

1. Ю.А.Горяннов. Газпром: не один, а два мега-проекта к 2000 году// Металлы Евразии, 1997, № 3, с.80-85.

2. В.И.Резуненко, Ю.А.Горяинов, X. ван дер Хайген, Й.Веллинк, К.А.Кашунин. В Турцию - по дну моря // Потенциал, 1998, № 2, с. 78-79.

3. Y.Goriainov. Construction of "Blue Stream" Gas Transportation ' System// VII Annual International Conference "Natural Gas: Trade and Investment

Opportunities in Russia and the CIS", 1998, р. 115-116.

4. Ю.А.Горяинов, В.И.Резуненко, К.А.Кашунин, А.С.Федоров, Д.С.МакКин. Проект "Голубой ноток": глубоководный трубопровод большого диаметра через Черное море// Сотрудничество между странами Черноморского региона как важный фактор экологически приемлемого энергоснабжения.

Материалы Международной научно-практической конференции.- М., 1999, с. 103-106.

5. Ю.А.Горяинов, В.И.Резуненко, В.В.Харионовский. Обеспечение надежности морских газопроводов: научно-технический аспект// Сотрудничество между странами Черноморского региона как важный фактор экологически приемлемого энергоснабжения. Материалы Международной научно-практической конференции.- М., 1999, с. 85-88.

6. Ю.А.Горяинов, В.И.Резуненко, А.С.Федоров, Б.Л.Фейпш. Газопровод Россия-Турция: исследование труб на смятие// Газовая промышленность, 1999, № 8, с. 15-16.

7. Ю.А.Горяинов, В.И.Резуненко, А.С.Федоров, Б.Л.Фейгин. Обоснование выбора толщины стенки глубоководного газопровода Россия-Турция по проекту «Голубой поток»// Третья международная конференция «Безопасность трубопроводов». 6-10 сентября 1999 г.- М.,1999.

8. Ю.А.Горяинов, В.И.Резуненко, Б.Л.Фейгин, А.С.Федоров. Газопровод Россия-Турция: защита глубоководного участка от лавинного смятия// Газовая промышленность, 1999, № 5, с.82-83.

9. Ю.А.Горяинов, Б.Л.Фейгин, А.С.Федоров, В.В.Харионовский. Устойчивость свободных пролетов глубоководных трубопроводов// The Proceedings of the Second (1999) ISOPE European Offshore Mechanics Symposium: Pipelines.- Moscow, Russia, 1999, p. 53-55.

Соискатель Ю.А.Горяинов

ВВЕДЕНИЕ.

I. АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОЕКТНЫХ РАЗРАБОТОК ДЛЯ ГЛУБОКОВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ.

1.1. Перспективы строительства морских газопроводов в России

1.2. Особенности строительства глубоководных трубопроводов.

1.3. Особенности эксплуатации глубоководных трубопроводов.

1.4. Экологические особенности строительства и эксплуатации глубоководных трубопроводов.

1.4. Особенности проектирования глубоководных трубопроводов.

1.5. Цель и содержание работы.

II. ИССЛЕДОВАНИЕ СМЯТИЯ ГЛУБОКОВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ.

2.1. Критический анализ мировых норм проектирования морских трубопроводов.

2.2. Теоретические основы расчета глубоководных трубопроводов на смятие.

2.3. Обоснование необходимости проведения экспериментального исследования.

2.4. Задачи экспериментального исследования.

2.5. Описание экспериментальной установки.

2.6. Измерение геометрических параметров труб.

2.7. Методика отбора образцов и испытаний механических свойств материалов.

2.8. Методика проведения испытаний.

2.9. Результаты экспериментальных исследований.

2.10 Анализ полученных результатов.

2.11. Защита глубоководных трубопроводов от лавинного смятия.

III. ИССЛЕДОВАНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ СВОБОДНЫХ ПРОЛЕТОВ ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ.

3.1. Критический анализ и выбор расчетной схемы.

3.2. Выбор и обоснование метода решения задачи.

3.3. Влияние реальных характеристик опор и неровностей дна на устойчивость свободных пролетов.

3.4. Влияние свойств грунта и эксплуатационных параметров трубопровода на устойчивость свободных пролетов.

3.5. Продольный изгиб свободных пролетов.

IV. НЕСУЩАЯ СПОСОБНОСТЬ ГЛУБОКОВОДНОГО ГАЗОПРОВОДА РОССИЯ-ТУРЦИЯ.

4.1. Выбор толщины стенки газопровода.

4.2. Оптимизация расстановки ограничителей лавинного смятия.

4.3. Расчет предельно допустимых свободных пролетов.

4.4. Технико-экономические критерии выбора методов корректировки свободных пролетов.

В настоящее время основными стратегическими направлениями развития газовой промышленности России следует считать увеличение добычи газа за счет разработки новых месторождений и одновременное расширение экспортных поставок природного газа в Западную Европу и страны Азии.

Одним из наиболее перспективных регионов с точки зрения добычи газа является полуостров Ямал с его крупнейшими месторождениями -Бованенковским, Харасавэйским и Крузенштерновским. Для транспорта газа, добываемого на Ямале, планируется строительство газотранспортной системы «Ямал-Европа». При этом, как показал технико-экономический анализ, наиболее эффективными являются варианты трасс, пересекающих Байдарацкую и Обскую губу Карского моря.

Другим перспективным газоносным районом является акватория Западной Арктики, включая Баренцево, Карское и Печорское моря. Крупнейшим среди месторождений Арктического шельфа является Штокмановское газоконденсатное месторождение. Транспортировка газа этого месторождения возможна только по подводному газопроводу, при этом протяженность морского участка составляет около 550 км, а максимальная глубина воды достигает 350 м.

В настоящее время актуальным является также вопрос освоения углеводородных месторождений Обской и Тазовской губ.

В более далекой перспективе можно рассматривать освоение газоконденсатных месторождений шельфовой зоны Ямала (Русановского и Ленинградского).

В области экспортных поставок газа строительство морских газопроводов позволяет избежать уплаты пошлин за транзит газа по территории других государств, а также в ряде случаев существенно сократить протяженность трассы.

Одним из таких проектов является проект «Северо-Европейский газопровод», предусматривающий строительство газопровода по дну Балтийского моря для поставок природного газа в Германию и страны Северной Европы.

Среди крупнейших транснациональных проектов наиболее близко к своему осуществлению строительство морского газопровода Россия-Турция по проекту «Голубой поток». Уникальность данного объекта заключается прежде всего в чрезвычайно большой глубине дна Черного моря (2150 м). Аналогов строительства трубопроводов и других инженерных сооружений на таких глубинах мировая практика еще не знает.

В этой связи следует обратить особое внимание на методику проектирования глубоководного участка морского трубопровода.

С одной стороны, ошибки при проектировании глубоководного трубопровода могут обернуться крайне тяжелыми экономическими потерями, связанными с дорогостоящим подводным ремонтом и длительным простоем экспортного газопровода.

С другой стороны, даже применение самых строгих международных норм, правил и стандартов не может гарантировать правильности принятия тех или иных технических решений. Любые нормы проектирования в той или иной мере отражают уже накопленный опыт строительства и эксплуатации инженерных сооружений, поэтому чисто механическая экстраполяция известных методов проектирования на принципиально новые и уникальные объекты, вообще говоря, невозможна без специального научно-технического обоснования.

Вышеизложенное дает все основания говорить об актуальности научных исследований в области принятия технических решений по оптимальному выбору параметров глубоководных трубопроводов.

Среди основных проектных решений следует отметить прежде всего выбор толщины стенки глубоководных трубопроводов. Кроме того, спецификой их строительства является укладка непосредственно на неровное морское дно, что может привести к возникновению недопустимо больших свободных пролетов.

Очевидно, что оба этих вопроса должны быть решены еще на стадии проектирования, а для этого, в свою очередь, требуются научно обоснованные методики расчета.

В связи с этим цель диссертационной работы заключается в разработке научных основ обеспечения надежности при строительстве и эксплуатации глубоководных газопроводов.

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

1. Критический анализ современных методов проектирования морских газопроводов и обоснование возможности их применения для глубоководных трубопроводов.

2. Разработка и реализация программы теоретических и экспериментальных исследований несущей способности глубоководных трубопроводов.

3. Разработка технических решений по защите глубоководных трубопроводов от лавинного смятия.

4. Нормирование предельно допустимых свободных пролетов, возникающих при укладке трубопровода на неровное дно.

5. Разработка системы технико-экономических критериев выбора методов и технических средств корректировки свободных пролетов.

Научные положения, защищаемые автором, заключаются в следующем.

1. Определение толщины стенки глубоководных трубопроводов возможно после проведения специальной программы теоретических, лабораторных и полномасштабных исследований несущей способности труб по чистому, локальному и лавинному смятию.

2. Метод функций динамической податливости позволяет определять предельно допустимые длины свободных пролетов с учетом геометрических и эксплуатационных параметров трубопровода, а также с учетом реальных свойств донного грунта и искусственных опор. Научная новизна работы заключается в следующем: разработана и реализована комплексная программа теоретических и экспериментальных работ по обоснованию выбора толщины стенки глубоководных трубопроводов; экспериментально исследованы и обобщены особенности несущей способности реальных труб на чистое, локальное и лавинное смятие; разработана методика оптимизации расстановки ограничителей лавинного смятия на глубоководных трубопроводах; разработан универсальный метод расчета частот собственных колебаний свободных пролетов подводных трубопроводов с учетом реальных эксплуатационных параметров и граничных условий; разработан метод расчета продольной устойчивости свободных пролетов глубоководных трубопроводов; разработана система технико-экономических критериев для выбора методов корректировки свободных пролетов подводных трубопроводов; Достоверность результатов и выводов основана на корректной постановке задач, применении современных методов теоретических и экспериментальных исследований, а также на сравнении литературных, расчетных и экспериментальных данных.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и списка литературы.

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

Теоретическое и экспериментальное решение поставленных задач позволяет сделать следующие выводы:

1. Разработаны научные основы обеспечения надежности при строительстве и эксплуатации глубоководных трубопроводов.

2. Разработана и реализована программа теоретических и экспериментальных работ по научному обоснованию выбора толщины стенки глубоководных трубопроводов.

3. Экспериментально подтверждена пригодность труб из стали марки Х-65 диаметром 610 мм и толщиной стенки 31,8 мм для строительства морского участка газопровода Россия-Турция по проекту «Голубой поток».

4. Определены основные параметры, влияющие на несущую способность труб по чистому и локальному смятию.

5. Разработана методика оптимизации расстановки ограничителей лавинного смятия на глубоководных участках подводных трубопроводов.

6. Разработана методика расчета свободных пролетов подводных трубопроводов на динамическую устойчивость.

7. Разработана методика расчета свободных пролетов подводных трубопроводов на продольный изгиб.

8. Сформулирована система технико-экономических критериев по оптимальному выбору способов корректировки свободных пролетов.

1. Айнбиндер А.Б., Камерштейн А.Г. Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость,- М.: Недра, 1982,- 341 с.

2. Березин B.JL, Бородавкин П.П., Шадрин О.Б. К определению собственной частоты колебаний подводных и надземных трубопроводов// Известия вузов, сер. Нефть и газ, 1971, № 1, с. 79-83.

3. Бородавкин П.П., Березин B.JL, Шадрин О.Б. Подводные трубопроводы.- М.:Недра, 1979.- 415 с.

4. Бородавкин П.П., Синюков A.M. Прочность магистральных трубопроводов,- М.: Недра, 1984,- 245 с.

5. Вольмир A.C. Устойчивость деформируемых систем,- М.: Наука, 1967.- 984 с.

6. Горяинов Ю.А. Газпром: не один, а два мега-проекта к 2000 году// Металлы Евразии, 1997, № 3, с.80-85.

7. Горяинов Ю.А., Резуненко В.И., Федоров A.C., Фейгин Б.Л. Газопровод Россия-Турция: исследование труб на смятие// Газовая промышленность, 1999, № 8, с. 15-16.

8. Горяинов Ю.А., Резуненко В.И., Фейгин Б.Л., Федоров A.C. Газопровод Россия-Турция: защита глубоководного участка от лавинного смятия// Газовая промышленность, 1999, № 5, с.82-83.

9. Горяинов Ю.А., Фейгин Б.Л., Федоров A.C., Харионовский В.В. Устойчивость свободных пролетов глубоководных трубопроводов// The Proceedings of the Second (1999) ISOPE European Offshore Mechanics Symposium: Pipelines.- Moscow, Russia, 1999, p.53-55.

10. Динамический расчет специальных инженерных сооружений и конструкций.- М.: Стройиздат, 1986,- 461 с.

11. Курганова И.Н., Радин В.П., Саликов А.И. Оценка долговечности участков подводных трубопроводов в непроектном положении// Вопросы надежности газопроводных конструкций.- М.: ВНИИГАЗ, 1993, с. 54-61.

12. Левин С.И. Подводные трубопроводы.- М.: Недра, 1970.- 288 с.

13. Магистральные трубопроводы. Строительные нормы и правила СНиП205.06-85*.- М.: ЦИТП Госстроя, 1997,- 52 с.

14. Мишина А.П., Проскуряков И.В. Высшая алгебра,- М.: Наука, 1965.211 с.

15. Нормы проектирования и строительства морского газопровода. Ведомственные нормы ВН 39-1.9-005-98.-М.:ИРЦ Газпром, 1998,- 32 с.

16. Овчинников В.Ф., Смирнов Л.В. Динамические свойства трубопровода с движущейся жидкостью// Вопросы атомной науки и техники. Физика и технология ядерных реакторов, 1981, № 6/19, с. 6-16.

17. Окопный Ю.А., Радин В.П. Исследование напряженно-деформированного состояния подводного газопровода// Конструктивная надежность газопроводов.- М.: ВНИИГАЗ, 1992, с.53-62.

18. Окопный Ю.А., Радин В.П. Случайные колебания подводных трубопроводов при гидродинамических воздействиях// Надежность газопроводных конструкций.- М.: ВНИИГАЗ, 1990, с. 76-79.

19. Радин В.П., Окопный Ю.А., Саликов А.И. Применение метода конечных элементов для исследования подводного трубопровода// Вопросы надежности газопроводных конструкций.- М.: ВНИИГАЗ, 1993, с.61-70.

20. Радин В.П., Саликов А.И. О собственных частотах подземных и подводных трубопроводов с открытыми участками// Конструктивная надежность газопроводов,- М.: ВНИИГАЗ, 1992, с.102-108.

21. Резуненко В.И., Горяинов Ю.А., ван дер Хайген X., Веллинк И, Кашунин К.А. В Турцию-по дну моря// Потенциал, 1998, № 2, с.78-79.

22. Рябов В.М., Либов Ю.А., Щемилинина Г.А. Устойчивость труб глубоководных трубопроводов при укладке и нахождении на грунте// The Proceedings of the Second (1999) ISOPE European Offshore Mechanics Symposium: Pipelines.- Moscow, Russia, 1999, p.4-5.

23. Синюков A.M., Фейгин Б.Л. К расчету долговечности подвесных колонн подземных резервуаров// Известия вузов, сер. Нефть и газ, 1986, №6, с. 81-85.

24. Скугорова Л.П. Материалы для сооружения газонефтепроводов и хранилищ.- М.: Недра, 1975, 320 с.

25. Тартаковский А.Г. Строительная механика трубопровода.- М.: Недра, 1967.-312 с.

26. Тимошенко С.П., Янг Д.Х., Уивер У. Колебания в инженерном деле.-М.: Машиностроение, 1985,- 472 с.

27. Феодосьев В.И. Избранные задачи и вопросы по сопротивлению материалов,- М.: Наука, 1967,- 376 с.

28. Феодосьев В.И. О колебаниях и устойчивости трубы при протекании через нее жидкости// Инженерный сборник, 1951, т. X, с. 169-170.

29. Феодосьев В.И. Сопротивление материалов,- М.: Наука, ГИФМЛ, 1979.-560 с.

30. Форсайт Дж., Малькольм М., Моулер К. Машинные методы математических вычислений.- М.: Мир, 1980,- 279 с.

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

32. Штерн JI.M. Об устойчивости центральной эксплуатационной колонны подземного хранилища нефтепродуктов в отложениях каменной соли// Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 1978, №6, с. 10-12.

33. Anand N.M., Torum A. Free span vibration of submarine pipelines in steady flow and waves// Separated Flow Around Marine Structures. Proceedings of the International Symposium. Trondheim, June 26-28, 1985,- Trondheim, 1985, p.155-199.th

34. Anjinsen K.A. Review of free spanning pipelines// Proceedings of the 5 International Offshore and Polar Engineering Conference. The Hague, June 11-16, 1995, vol.2.- Golden (Colo), 1995, p.129-133.

35. Beckmann M.M., Hale J.R., Lamison C.W. Spanning can be prevented, corrected in deep water// Oil and Gas Journal, 1991, vol. 89, № 51, p.84-89.

36. Berti A. Deep water pipeline design: a general review// Proceedings of the 11th World Petroleum Congress. London, 1984, vol. 3- Chichester e.a., 1984, p.323-332.

37. Berti A., Benedigi G. Deep line engineering fine-tuned by Transmed// Pipeline and Gas Journal, 1983, vol.210, № 4, p.46,49,51,53.

38. Celant M., Re G., Venzi S. Fatigue analysis for submarine pipelines// Proceedings of the 14th Annual Offshore Technology Conference, Houston, Tex., May 3-6, 1982, vol.2.- Dallas, Tex., 1982, p.37-50.

39. Code of practice for Pipelines. Part 3. Pipelines subsea: design, construction and installation. British Standard BS 8010: Part 3, 1993, 78 p.

40. Corbishley T.Y. Pipeline free spans design and operational consideration// International Society of Underwater Technology, 1983, vol. 9, № 1, p. 1419.

41. Cui H., Tani J. Effect of boundary condition on the stability of a pipe conveying fluid// Transactions of the JSME, 1994, vol.60, № 570, p.462-466.

42. De Winter P.E. A method of analysis for collapse of submarine pipelines// Proceedings of the Third International Conference. Cambridge, Mass. 2-5 August 1982, vol.2.- Washington e.a.,1983, p.169-186.

43. Design, Construction, Operation, and Maintenance of Offshore Hydrocarbon Pipelines. API Recommended Practice 1111.- American Petroleum Institute, 1993, 21 p.

44. Gas Transmission and Distribution Piping Systems. ASME Code for Pressure Piping. ASME B31.8-1995. An American National Standard.- The American Society of Mechanical Engineers, 1995, 177 p.

45. Gellin S. The plastic buckling of long cylindrical shells under pure bending// International Journal of Solids and Structures, 1980, vol.16, No 5, p. 397-407.

46. Goriainov Y. Construction of "Blue Stream" Gas Transportation System// VII Annual International Conference "Natural Gas: Trade and Investment Opportunities in Russia and the CIS", 1998, p. 115-116.

47. Hoskins E.C. Sub-sea pipeline free span vibration analysis/ Institute of Petrol, 1982, № 13,- 69 p.

48. Jensen J.J., Petersen P.T. Collapse of long Elastic-Plastic Pipes Subjected to Combined Loads// Technical University of Denmark, 1984, Report DCAMM No 287.

49. Johns T.G., McConnell D.P. Pipeline design resist buckling in deep water// Oil and Gas Journal, 1984, vol.82, № 30, p.62-65.

50. Johns T.G., McConnell D.P. Research program yields preliminary design method for pipelines in 1000-3000 ft of water// Oil and Gas Journal, 1984, vol.82, № 32, p.59-62.

51. Johns T.G., McConnell D.P. Response and Stability of Elastoplastic Circular Pipes Under Combined Bending end External Pressure//iL

52. Proceedings of the 11 Pipeline Technology Conference.- Houston, Texas, 1983.

53. Kershenbaum N.Y., Harrison G.E. Seabed irregularity in subsea pipeline spanning// Proceedings of the 5th International Offshore and Polar Engineering Conference. The Hague, June 11-16, 1995, vol.2.- Golden (Colo), 1995, p.8-14.

54. Kyriakides S., Babcock C.D., Elyada D. Initiation of propagating buckles from local pipeline damages// Transactions of the ASME. Journal of Energy Resources Technology, 1984, vol.106, № 1, p.79-87.

55. Kyriakides S., Corona E., Madhavan R., Babcock C.D. Pipe Collapse Under Combined Pressure, Bending, and Tension Loads// Proceedings of the Offshore Technology Conference, 1989.- OTC Paper No. 6104.

56. Matteelli R., Mazzoli A. Intervention requirements for deep water pipe lines// Pipe Line Industry, 1982, vol.57, № 4, p.39-40, 42.

57. Matteelli R., Mazzoli A. Intervention requirements for deepwater pipe lines// Pipe Line Industry, 1982, vol.57, № 5, p.91-92.

58. Meng Z., Li X., Yang M., Wang Z., Yang S., Zhang H. Dynamic load analysis of underwater pipeline// Proceedings of the International Symposium on Structural and Technical Pipeline Engineering. Beijing, April 15-20, 1992.-Beijing, 1992, p.201-208.

59. Moe G., Hansen H.S., Overvik T. Effect of internal overpressure on free spanning pipelines// Ocean Engineering, 1986, vol.13, № 2, p. 195-207.

60. Murphey C.E., Langner C.G. Ultimate Pipe Strength Under Bending, Collapse, and Fatigue// Proceedings of the Offshore Mechanics and Arctic Engineering Conference, 1985.

61. Reddy B.D. An experimental study of the plastic buckling of circular cylinders in pure bending// International Journal of Solids and Structures, 1979, vol.15, No 9, p. 669-682.

62. Rules for Submarine Pipeline Systems.- Det Norske Veritas, 1981, 88 p.

63. Rules for Submarine Pipeline Systems.- Det Norske Veritas, 1996, 128 p.

64. Special design approaches for deepwater pipe lines// Pipeline Industry, 1983, vol.59, № 1, p.35-36.

65. Specification for Line Pipe. API Specification 5L. Forty-first edition, April 1, 1995,- American Petroleum Institute, 1995, 119 p.

66. Stark P.R, McKeehan D.S. Hydrostatic Collapse Research of the Oman-India Gas Pipeline// Proceedings of the Offshore Technology Conference, OTC Paper No. 7705, 1995.

67. Steel W.J.M., Spence J. The buckling of sub-sea pipelines// Development of Thin-Walled Structures, vol.2.-London, New York, 1984, p. 131 -171.

68. Tam C.K.W., Croll G.A. An improvement of the propagation buckle performance of subsea pipelines// Thin-Walled Structures, 1986, vol.4, № 6, p. 423-448.

69. Wagner D.A., Murff J.D., Brennodden H., Sveggen O. Pipe-soil interaction model// Journal of Waterway, Port, Coastal and Ocean Engineering, 1989, vol. 115, №2, p.205-220.

70. Xiang Z., Tang Y., Li C., Li X. Dynamic analysis of underwater pipelines// Proceedings of the International Symposium on Structural and Technical Pipeline Engineering. Beijing, April 15-20, 1992,- Beijing, 1992, p. 192199.

71. Yen M.K., Kyriakides S. Collapse of deepwater pipelines// Transactions of the ASME. Journal of Energy Resources Technology, 1988, vol.110, № 1, p.1-11.

72. Yun H.D., Kyriakides S. Buckling of pipelines in seismic environment// Proceedings of the 3rd US National Conference on Earthquake Engineering. Charleston, S.C., August 24-28, 1986, vol.3.- El Cerrito, Calif., 1986, p. 2179-2189.

73. Yun H.D., Kyriakides S. On the beam and shell models of buckling of buried pipelines// Soil Dynamics and Earthquake Engineering, 1990, vol.9, № 4, p.179-193.