Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Общие сведения о строительстве и ремонте подводных морских газонефтепроводов на шельфе СРВ 8
1.1. Географическое положение морских месторождений нефти и газа и характеристика морских трубопроводов на шельфе СРВ.-— g
1.2. Перспективы развития морских трубопроводов на шельфе СРВ ,14
1.3. Гидрометеорологические условия 15
1.4. Специальная техника и оборудование для монтажа, укладки и ремонта морских трубопроводов 18
1.5. Способы строительства и ремонта морских трубопроводов 19
Глава 2. Основные факторы определяющие эксплуатационную надежность и надежность процесса строительства и ремонта морских трубопроводов на шельфе СРВ — 22
2.1. Анализ результатов обследований линейной части морских подводных трубопроводов 22
2.2. Анализ причин аварий морских поводных трубопроводов 29
2.3. Анализ результатов обследований и причин аварий стояков морских поводных трубопроводов 34
2.4. LINK2 Анализ напряженно-деформированного состояния различных стадий укладки трубопровода свободным погружением LINK2
2.5. Оценка механической надежности морских трубопроводов ----- 41
2.6. Выводы и постановка задач исследований. 49
Глава 3. Обеспечение надежности процесса строительства морских подводных трубопроводов способом свободного погружения 51
3.1. Расчет напряженно-деформированного состояния начальной стадии укладки трубопровода 51
3.2. Влияния граничных условий в точке выхода трубопровода на свободную поверхность моря на его напряженно-деформированное состояние для начальной стадии укладки 57
3.3. Расчет укладки свободным погружением при закреплении нижнего конца трубопровода к диафрагме морской стационарной платформы— — 65
3.4. Расчет напряженно-деформированного состояния промежуточной стадии укладки трубопровода 71
3.5. Анализ влияния граничных условий в точке выхода трубопровода на свободную поверхность моря на его напряженно-деформированное состояние для промежуточной стадии укладки 78
3.6. Расчет напряженно-деформированного состояния конечной стадии укладки трубопровода 83
3.7. Анализ напряженно-деформированного состояния различных стадий укладки трубопровода свободным погружением 85
4. Обеспечение надежности процесса строительства морских трубопроводов, укладываемых с трубоукл ад очной баржи и имеющих участки с положительной и отрицательной плавучестями 89
4.1. Расчет напряженно-деформированного состояния начальной стадии укладки трубопровода 90
4.2. Расчет промежуточной стадии укладки трубопровода с трубоукладочной баржи Э7
4.3. Расчет укладки трубопровода с трубоукладочной баржи при закреплении нижнего конца трубопровода к диафрагме морской стационарной платформы (МСП) г 108
4.4. Расчет напряженно-деформированного состояния укладки морских трубопроводов с натяжением 112
Глава 5. Расчетные обоснования напряженно-деформированного состояния укладки и подъема глубоководных морских трубо п роводов 120
5.1. Дифференциальные уравнения, описывающие изгиб при укладке и подъеме глубоководных трубопроводов — 122
5.2. Расчет напряженно-деформированного состояния при подъеме глубоководного морского трубопровода вертикальной сосредоточенной силой, приложенной на его конце 123
5.3. Расчет напряженно-деформированного состояния глубоководного морского трубопровода, укладываемого с натяжением по J-образной форме изгиба 128
5.4. Расчет напряженно-деформированного состояния глубоководного морского трубопровода, укладываемого с трубоукладочного судна по S-образной форме изгиба 140
Глава 6 . Разработка технологии надводного ремонта морских трубопроводов 144
6.1. Ремонт с подъемом без разрезки линейного участка трубопровода, оснащенного понтонами к борту трубоукладочного судна (ТУС) 146
6.2. Расчет напряженно-деформированного состояния при подъеме ремонтируемого трубопровода к борту ТУС 153
6.3. Ремонт трубопровода с предварительной разрезкой его под водой и подъемом краном концов трубопровода к борту ТУС 164
6.4. Технология ремонта концевых линейных участков трубопроводов 168
6.5. Расчет напряженно-деформированного состояния при подъеме трубопровода на трубоукладочную линию ТУС 173
Глава 7. Разработка технологии надводного ремонта стояков морских подводных трубопроводов 182
7.1. Ремонт с подъемом поврежденного участка стояка в зоне переменного смачивания к опорному блоку МСП 182
7.2. Расчетные обоснования напряженно-деформированного состояния трубопровода при подъеме стояка к опорному блоку МСП. 185
7.3. Технология надводного ремонта стояков у борта ТУС 188
7.4. Технология ремонта с подъемом двух и более стояков к опорному блоку МСП или борту ТУС — 195
Основные выводы 197
Список литературы 202
Приложения 210
- Анализ причин аварий морских поводных трубопроводов
- Расчет напряженно-деформированного состояния промежуточной стадии укладки трубопровода
- Ремонт трубопровода с предварительной разрезкой его под водой и подъемом краном концов трубопровода к борту ТУС
Введение к работе
С освоением морских нефтяных и газовых месторождений неразрывно связано сооружение внутрипромысловых и магистральных морских подводных трубопроводов. На шельфе юга СРВ уже построено свыше 700 км морских трубопроводов. В ближайшей перспективе на шельфе СРВ значительно возрастет протяженность вновь сооружаемых морских трубопроводов.
Особо важным фактором, влияющим на развитие морского трубопроводного транспорта, является решение Правительства СРВ о вводе в эксплуатацию морских месторождений "Лан Тай", "Лан До", "Ронг Дой", "Хай Тхань", "Бинга Кеква", "Block В" и "Изумруд" со строительством в 2005 - 2008 г.г. 130 км внутрипромысловых морских трубопроводов и морского магистрального газопровода протяженностью 300 км. Строительство морских трубопроводов на Южном шельфе СРВ может осуществляться различными способами в зависимости от конкретных условий.
Из-за сложных метеорологических и гидрологических условий укладка внутрипромысловых трубопроводов в основном выполняется с трубоукладочной баржи без применения стингера, а регулирование напряжений обеспечивается оснащением трубопровода понтонами и созданием его натяжения. Укладка магистральных морских трубопроводов выполняется с трубоукладочной баржи с применением стингера и усилия натяжения. Способ свободного погружения с транспортировкой длинномерных плетей трубопровода к месту укладки целесообразно использовать при небольшом волнении моря, а также при направлении течения, совпадающего с направлением трассы трубопровода.
В настоящее время актуальной для совместного предприятия "Вьетсовпетро" стала проблема ремонта с заменой поврежденных участков подводных трубопроводов и их стояков.
Анализ показывает, что существующие расчетные обоснования напряженно-деформированного состояния морских трубопроводов не охватывают всего многообразия вариантов и способов прокладки и ремонта подводных трубопроводов, применяемых на шельфе СРВ, что в ряде случаев не обеспечивает требуемый уровень надежности морских трубопроводов.
Поэтому, учитывая недостаточную изученность рассматриваемой проблемы, диссертация посвящена развитию теории и практики сооружения и ремонта подводных трубопроводов для транспорта нефти и газа в условиях морского шельфа СРВ.
В первой главе приведены общие сведения о строительстве и ремонте подводных морских газонефтепроводов на шельфе СРВ.
Во второй главе дан анализ основных факторов, определяющих эксплуатационную надежность и надежность процесса строительства и ремонта морских подводных нефтегазопроводов на шельфе СРВ и постановка задач исследований.
В третьей и четвертой главах рассмотрены вопросы обеспечения
надежности процесса строительства морских подводных
нефтегазопроводов, укладываемых способом свободного погружения и с трубоукладочной баржи.
В пятой главе приведены расчетные обоснования напряженно-деформированного состояния укладки и подъема глубоководных морских трубопроводов.
В шестой и седьмой главах разработаны технологии и расчетные обоснования надводных способов ремонта морских подводных трубопроводов и их стояков.
Анализ причин аварий морских поводных трубопроводов
В зарубежных публикациях приводятся статистические данные по авариям морских подводных трубопроводов, транспортирующих продукцию нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Анализ показывает, что основными причинами аварий являются повреждения трубопроводов судовыми якорями и тралами; внутренняя и внешняя коррозия труб; истирание трубопроводов и повреждения от усталости металла в месте их пересечения и присоединения к стоякам под воздействием волн, течений, изменений давлений и температуры перекачиваемого продукта; повреждения вызванные производством строительных работ в непосредственной близости от трубопроводов; деформация дна и провисание трубопроводов; дефекты металла труб; ошибки в проектах и нарушения правил эксплуатации (нерегулярные обследования и несвоевременное проведение ремонтов); неудовлетворительная организация работ при строительстве трубопроводов. Наибольшее число их повреждений происходит на глубинах до 60м, число отказов возрастет с увеличением срока эксплуатации трубопроводов.
Согласно статистическим данным изгиб трубопровода в процессе укладки с недопустимыми пластическими деформациями в результате гидродинамического воздействия волн и течений, а также собственного веса приводит к повреждению трубопроводов.
В Мексиканском заливе за 10 лет 13% всех аварий произошло по причинам связанным с некачественным проектированием, строительством, эксплуатацией и обслуживанием, 49% - по причинам внешних механических и природных воздействий ,38% - по причинам коррозии. За этот же срок в Северном море более 50% всех аварий произошло по причинам внешних механических и природных воздействий, порядка 35% -по причинам коррозии. Аналогичная ситуация и в других регионах, однако есть сведения, что порядка 10% аварий происходит из-за некачественного металла труб.
Таким образом, наиболее частыми причинами аварий морских подводных трубопроводов являются повреждения от внешних механических и природных воздействий, особенно якорями и тралами судов и от коррозии. Аналогичные проблемы возникают при строительстве и эксплуатации морских трубопроводов на континентальном шельфе Вьетнама. Интенсивное плавание судов в акваториях месторождений, их частые подходы к МСП, а также систематическая работа в этих акваториях трубоукладочного и краново-монтажных судов (иногда по три судна одновременно) вызывают опасность зацепления подводных трубопроводов судовыми якорями, что может привести к аварийным ситуациям на подводных трубопроводах и соединенных с ними стояках.
Анализ причин аварий внутрипромысловых подводных трубопроводов на месторождении Белый Тигр (МСП-1 — МСП-4, МСЛ-4 — МСП-6, МСП-8 — УБН-2 и др.) показывает, что все они были повреждены якорями.
По данным обследования 1994г. на трубопроводе ППД БК-3 — МСП-9 (1-я нитка) обнаружен судовой якорь и зафиксированы деформации грунта в виде валов за счет изгиба трубопровода в плане, на этом же участке отмечены изгибы с подъемом трубопровода на высоту 0,5...0,бм над грунтом. Очевидно, что за счет механического воздействия судового якоря в трубопроводе возникли напряжения, превышающие ЗІ- предел текучести металла трубы, и как следствие воздействия сосредоточенной силы от якоря на трубопровод - возникновение остаточных деформаций (изгибов) трубопровода. Также обнаружен судовой якорь на трубопроводе ГЖС БК-3 — ЦТП-2 (2-я нитка) в районе ЦТП-2.
В строительный период аварийные ситуации возникают от чрезмерных напряжений в процессе укладки трубопровода. В СП «Вьетсовпетро» строительство осуществляется в основном с трубоукладочной баржи «КонШон». Наибольшие напряжения при укладке трубопровода с трубоукладочной баржи могут возникнуть в зависимости от собственного веса, изгибной жесткости, натяжения и глубины укладки трубопровода либо в провисающей вогнутой части трубопровода, либо на выпуклом участке в точке схода его с трубоукладочной линии баржи. Уменьшить напряжения от изгиба в провисающей части трубопровода можно созданием его натяжения с помощью натяжного устройства трубоукладочной линии баржи, а ограничение максимальных напряжений на выпуклом участке можно достичь с применением стингера, либо оснащением трубопровода понтонами.
Укладка трубопровода с применением понтонов и стингера не всегда представляется возможной. Из-за сложных метеоусловий укладка трубопровода осуществляется без стингера и часто без понтонов (от воздействия волн и течений иногда происходит самопроизвольная отстропка понтонов, а стингер, кроме того, препятствует работе баржи в районе МСП). Поэтому критической точкой с наибольшими напряжениями, является точка схода трубопровода с трубоукладочной баржи.
Так, например, причиной аварии (излом и отрыв) концевого участка ІІ нитки нефтепровода RB ЦТК-3 — УБН-4 конструкции «труба в трубе», явилось возникновение в процессе монтажа предельных напряжений от изгиба трубопровода на участке морского стыка в зоне концентрации напряжений и невыполнением требований проекта по применению понтонов или стингера. По аналогичной причине произошел излом обетонированного трубопровода при строительстве концевого 330 м участка газопровода «Ранг Донг - Белый Тигр» у ЦТП-2 (диаметр газопровода 406 мм, толщина стенки трубы 15,9 мм, толщина бетонного покрытия 60 мм).
Анализ напряженно-деформированного состояния различных стадий укладки трубопровода свободным погружением
На рис.3.9 и 3.10 приведены графики безразмерных зависимостей длины участков трубопровода "а" и "в" соответственно с отрицательной и положительной плавучестями и глубины погружения "h" от m для различных стадий укладки подводных трубопроводов свободным погружением.
Как видно из рис.3.10, наиболее опасной с точки зрения напряженно-деформированного состояния является стадия укладки, когда конец трубопровода присоединен к диафрагме МСП. Этой стадии соответствует минимальная глубина укладки. Из трех остальных стадий (начальная, промежуточная и конечная) минимальная глубина укладки при m 0,5 соответствует конечной стадии, при m 0,5 - начальной стадии. Максимальная глубина укладки трубопровода соответствует: при m 0,35 - начальной стадии, при 0,67 m 0,35 - промежуточной стадии, при т 0,67 - конечной стадии.
Длина участка трубопровода с отрицательной плавучестью имеет наибольшее значение для промежуточной стадии при т 0,85 и для конечной стадии при m 0,85, а наименьшее значение - для начальной стадии при всех значениях т.
Длина участка трубопровода с положительной плавучестью имеет наибольшее значение для начальной стадии при т 0,13, для промежуточной стадии при 0,77 m 0,13, для варианта, когда конец трубопровода присоединен к диафрагме МСП - при гп 0,77. Наименьшая длина "в" соответствует конечной стадии при всех значениях m .
При проектировании морских трубопроводов следует выполнять расчетные обоснования всех стадий укладки, которые могут иметь место в каждом конкретном случае практики и принимать соответствующие решения по оснащению трубопровода понтонами.
Наличие в СП"Вьетсовпетро" трубоукладочной баржи обусловило ее широкое применение при строительстве морских трубопроводов на шельфе юга Вьетнама.
Максимально возможная глубина укладки трубопровода ограничивается допустимыми напряжениями. Наибольшие напряжения при укладке трубопровода с трубоукладочной баржи могут возникнуть в зависимости от собственного веса, изгибной жесткости, натяжения и глубины укладки трубопровода либо в провисающей вогнутой части трубопровода, либо на выпуклом участке в точке схода его с трубоукладочной линии баржи.
Уменьшить напряжение от изгиба в провисающей части трубопровода можно созданием его натяжения с помощью натяжного устройства трубоукладочной линии баржи, а ограничение максимальных напряжений на выпуклом участке можно достичь с применением стингера либо оснащением трубопровода понтонами.
Из-за метеоусловий укладка трубопровода осуществляется без применения стингера. Кроме того стингер препятствует работе баржи вблизи МСП. При начальной стадии укладки и при строительстве трубопроводов вблизи МСП создавать необходимое натяжение трубопровода для уменьшения напряжений от его изгиба не всегда представляется возможным. Поэтому основным способом ограничения чрезмерных напряжений при укладке трубопроводов в таких условиях является укладка с применением понтонов.
Для увеличения глубины укладки и уменьшения напряжения в точке схода трубопровода с трубоукладочной баржи предлагается верхний погруженный в воду участок трубопровода оснащать понтонами. В этом случае понтоны будут выполнять роль стингера трубоукладочной баржи.
Исследования показали, что участок трубопровода, находящийся между кормой и дном мопя, может принимать различные формы упругой линии в зависимости о; .лки тпм опровода {начальная, S образная и конечная). Расчетные схемы укладки трубопроводов с трубоукладочной баржи по предлагаемой технологии отличаются от ранее рассмотренных в гл. 3 расчетных схем укладки свобопи погружением только граничными условиями в точке г, ..г зода на поверхность воды. ПОСКОЛЬКУ / ,. па трубопровода а в точке схода его с трубоукладочной оаржи сущест ется от значений принятых для укладки трубопровода способом свободой; и погру/кениядо и численные значения основных параметров укладки трубопровода будут зависеть от угла СС.
Следует отметить,что существующие методики расчета не отражают всего многообразия стадий укладки трубопровода с 1( ґ- "" -м баржи, которые имеют место на практике в различные этапы строительства. Поэтому ниже приводятся результаты исследований укладки морских трубопроводов по предлагаемой технологии.
Расчет напряженно-деформированного состояния промежуточной стадии укладки трубопровода
При укладке с ТУС по S-образной форме изгиба трубопровод имеет точку перегиба, где изгибающий момент равен нулю, а угол наклона изогнутой оси трубопровода максимальный. За этой точкой перегиба, расположенной вблизи нижнего конца стингера, кривизна изогнутой оси трубопровода изменяет знак, и трубопровод изгибается с выпуклостью обращенной вверх, при этом по мере приближения к нижнему концу стингера изгибающий момент и поперечная сила отрицательны и интенсивно возврастают по абсолютной величине, а угол наклона уменьшается незначительно.
Для вогнутого участка трубопровода, расположенного до точки перегиба можно использовать решения, приведенные в п.5.3.
Располагая начало координат в точке перегиба (рис. 5.1, г, д), дифференциальное уравнение изогнутой оси трубопровода для участка в районе точки перегиба, включая и выпуклый участок трубопровода до нижнего конца стингера, можно представить в виде d20(5.39)2 TQe = Q0-scose0 dsгде Jflj Qо и "о - соответственно безразмерные значения продольной силы, поперечной силы и угла наклона 0Q в начале координат. Решение уравнения (5.39) имеет вид 0(s) = Clchkl + C2shkl-32r+ sLs . ,, „m т" пі , [э.Ци) 0\s) - kC,shks + kC0chks+ п Ал, 2о 141d\s) = k ClchksJrk2C2shhs , (5.42)где к = д/То (5.43)Cf и С2 — произвольные постоянные, определяемые из граничных условий. Для начала координат в точке перегибаПри S=0 . 0 = С = бо Go Из (5.40) } f к2 (5 44) При S=0 в = 0_ cos#0Из (5.41) Ч - Г (5.45)Уравнение (5.40) — (5.42) для угла наклона, изгибающего момента и поперечной силы с учетом граничных условий (5.44) и (5.45) примут вид О - cos в 0(s) = Hctts-l)--p -( A - 5) + 9o. (5.46) F = e (j) = -jAtJ- -(cttJ-l). (5.47)— IT — cos 0 Q = 0" (s) = Q0chk s -?-shks (5i48) Расчеты выполняются в такой последовательности. Для заданной безразмерной глубины укладки Уо и натяжения Н вычисляют продольное усилие в точке перегиба трубопровода Т0=Н + у0 (5.49) т т и по графику зависимости = f\y) {рис. 5.10) для заданных = и И М И находят значение угла наклона трубопровода в точке перегиба #о. 1,0о0,5ОД 0,2 0,3 0,40,6 0,7 0,8 0,9 о т от ft в точке перегиба оси трубопровода Рис 5.10 Графики зависимостей от Є в точке упри различных Н и для S - образной формы изгиба при Н=3 СО 143Из (5.30) находят значение поперечной силы QQ для этой точки Н_ — а тгЯ"ГС 0- (5-50) На рис.5.10 приведены графики зависимостей -rr, построенные по (5.33) для ряда значений параметров У$ и Н = 3 с учетом зависимостей (5.46)- (5.48). Безразмерная глубина укладки трубопровода от дна моря до нижнего конца стингера определяется по формуле ус=Т Н + -Мс t {551}где Мс - безразмерный изгибающий момент в точке схода трубопровода со стингера определяется по (5.47). Результаты численных расчетов по (5.46) — (5.48) показывают, что они с достаточной для целей практики точностью соответствуют расчетом по точному уравнению (5.5) для верхнего выпуклого участка трубопровода до нижнего конца стингера.
Весь комплекс работ по надводному ремонту морского подводного трубопровода можно разделить на три периода: подготовительный, основной и заключительный.
Подготовительный период включает обследование поврежденного участка трубоповода, в том числе анализ результатов ранее выполненных обследований, оценку состояния трубопровода с определением вида и размеров повреждения, наличия или отсутствия утечки перекачиваемого продукта. При наличии утечки необходимо прекратить перекачку продукта.
При проведении обследований необходимо зафиксировать места повреждения трубопровода с помощью буев, застропленных непосредственно к трубе или донному анкеру, если труба заглублена в морское дно.
Ремонт трубопровода с предварительной разрезкой его под водой и подъемом краном концов трубопровода к борту ТУС
В прямолинейном участке подводного трубопровода, не имеющего изгибов в горизонтальной плоскости, при подъеме возникают продольные растягивающие силы, препятствующие изгибу трубопровода в вертикальной плоскости, т.е. его подъему. Практически, если концы поднимаемого участка трубопровода располагаются на значительном расстоянии от платформ и не перемещаются, то поднять трубопровод с глубины 50м на поверхность воды без разрезки его под водой практически невозможно.
В таких случаях выполняется разрезка трубопровода в месте повреждения, а затем поочередный или одновременный подъем о боих концов труб.к борту ТУС.
При разрезке трубопровода под водой в его внутреннюю полость попадает морская вода и возникает проблема удаления воды из поднимаемых концов трубопровода. Аналогичный случай ремонта возникает при повреждении трубопровода судовым якорем с разрывом трубы или сквозного повреждения трубопровода от коррозии, когда внутренняя поверхность трубопровода заполняется водой.
Ремонт трубопровода включает следующие основные работы: 1. Разрезка трубопровода под водой или отрезка поврежденной секции по обе стороны от места повреждения, которая будет заменена на поверхности воды. Для этого в месте отрезки трубопровод освобождается от грунта либо трубопровод поднимается над грунтом и под него подкладываются мешки с песком, чтобы обеспечить водолазам подход для резки трубопровода. 2. Фиксация трубопровода буями в месте повреждения и длины поднимаемого участка для облегчения ориентации ТУС при подъеме концов трубы. Буи прикрепляются к якорям, размещенным со стороны трубопровода, противоположной той стороне, в которую предполагается боковое перемещение ТУС при опуске трубопровода после проведения ремонта. 3. Удаление воды из внутренней полости концов трубопровода на необходимую для их подъема длину. Удаление воды из трубопровода может осуществляться различными методами: путем запуска разделителя (поршня) и подачи компрессором сжатого воздуха для продвижения разделителя до механического упора на поврежденном конце трубопровода; с использованием специальной надувной резиновой заглушки с обратным клапаном, устанавливаемой со стороны отрезанного конца трубопровода. После установки и закрепления заглушки на конце трубопровода и подачи в нее сжатого воздуха, заглушка перекрывает поперечное сечение трубы, вытеснение воды из трубопровода осуществляется сжатым воздухом, нагнетаемым компрессором с противоположного конца трубопровода; вытеснение воды продувкой трубопровода специальной пеной. 4. Определение точной длины между концами трубопроводов после их подъема на поверхность воды к борту ТУС с целью установления возможности подъема обоих концов трубы с S-образной формой их изгиба или подъема сначала одного конца трубы по J-образной форме изгиба с предварительным удлинением его на поверхности воды для использования большего количества подъемных средств ТУС при подъеме одного конца и сокращения количества спуско-подъемных операций по сравнению с одновременным подъемом обоих концов трубопровода. 5. Оснащение поднимаемых концов трубопровода понтонами в
зависимости от выбранной технологии их подъема. 6. Замена повреждённого участка трубопровода, соединение концов и опуск отремонтированного участка трубопровода на дно моря.
При отрезке значительной длины поврежденного участка трубопровода на дне моря лучшим вариантом ремонта является подъем сначала одного конца поврежденного участка трубопровода к борту ТУС по J-образной форме изгиба с наращиванием его длины (замены поврежденного участка) над поверхностью воды до проектной величины, заглушением его конца и опуском на дно моря, перемещением ТУС в направлении второго конца трубопровода, перестройке понтонов в соответствии с подъемом обоих концов трубопровода по S-образной форме их изгиба.
Подъем конца трубопровода по J-образной форме изгиба включает следующие операции: установку ТУС вдоль трубопровода над поднимаемым его концом по буям, определяющим позицию трубопровода; опускание на дно моря тросов бортовых лебедок со стропами, данные о положении тросов по отношению к трубопроводу, определенные водолазами и переданные на ТУС, позволят откорректировать положение ТУС; закрепление стропов к трубе и подсоединение их к тросам бортовых лебедок после занятия ТУС окончательного положения; установка вдоль поднимаемого конца трубопровода необходимого количества понтонов для исключения чрезмерного изгиба трубы (ограничение напряжений в пределах допустимых величин); выбор слабины тросов бортовых лебедок и постепенный подъем конца трубопровода к борту ТУС; закрепление конца трубопровода у борта ТУС для устранения перемещений от воздействия волн и течений.
Дальнейшие операции по замене поврежденного участка трубопровода, соединение концов трубопровода и опуск отремонтированного участка трубопровода на дно моря выполняется в соответствии с п.6.1.
При незначительной длине поврежденного участка подъём концов ремонтируемого трубопровода к борту ТУС выполняется по S-образной форме изгиба и расчётные обоснования напряжённо-деформированного состояния трубопровода при подъёме не отличаются от приведенных в п.б.2.
Похожие диссертации на Теория и практика сооружения и ремонта морских подводных трубопроводов для транспорта нефти и газа в условиях шельфа СРВ
