Везде

RAS Energy, Mechanics & ControlИзвестия Российской академии наук. Механика твердого тела Mechanics of Solids

  • ISSN (Print) 1026-3519
  • ISSN (Online) 3034-6428

COMPUTER SIMULATION OF THE STRESS-STRAIN STATE OF A CONCRETE GAS PIPELINE IN A SWAMP WITH COMPENSATORS INSTALLED AT ITS ENDS

You can
PII
S30346428S1026351925050122-1
DOI
10.7868/S3034642825050122
Publication type
Article
Status
Published
Authors
R.M. Zaripov
  • Affiliation: The R.R. Mavlyutov Institute of Mechanics is a separate structural unit of the UFIC RAS
R.B. Masalimov
  • Affiliation: Ufa State Petroleum Technical University
Volume/ Edition
Volume / Issue number 5
Pages
227-260
Abstract
The technologies of construction and major repairs of main pipelines provide for the replacement of pipes with anchor devices and reinforced concrete weights with three-layer pipes consisting of a steel pipe, an outer continuous weighting reinforced concrete coating and an insulating layer located between them. This three-layer pipe is designated as a concrete-coated pipe in scientific and technical literature. When such pipes are used in difficult natural and climatic conditions, they float. Floating sections of the gas pipeline are classified as emergency and are taken out of operation. In this article, the problem of the stress-strain state (SSS) of a gas pipeline section in a swamp is stated and solved using the finite element method after the following changes were made to its design: pipes with reinforced concrete weights are replaced with concrete-coated pipes; G-shaped compensators are installed at the ends of the gas pipeline section in the swamp. For a section of the gas pipeline in a swamp, at the ends of which compensators have not yet been installed, the limit values of the operating parameters were found that determine the change in the shape of the pipe bend, in which the deflection arrow becomes directed upwards, and it can lead to the gas pipeline floating up. In the flooded underwater part of the gas pipeline section in a swamp with compensators installed at its ends, when the pipe bends, the deflection arrow remains directed downwards, there are no prerequisites for its floating up. The gas pipeline along the entire length of the section is stretched in the longitudinal direction, while in the flooded underwater part there is a uniform stretching of the pipe. At the ends of the calculated section, the values of the tensile-compressive stresses of the pipe in the longitudinal direction are determined from the longitudinal forces specified by the boundary conditions.
Keywords
газопровод обетонированная труба грунт прогиб компенсатор
Date of publication
20.01.2026
Year of publication
2026
Number of purchasers
0
Views
14

References

  1. 1. Димов Л.А., Богушевская Е.М. Магистральные трубопроводы в условиях болот и обводненной местности. М.: Горная книга, 2010. 392 с.
  2. 2. Быков Л.И., Мустафин Ф.М., Рафиков С.К., Нечваль А.М., Лаврентьев А.Е. Типовые расчеты при проектировании, строительстве и ремонте газонефтепроводов: Учеб. пособие. СПб: Недра, 2011. 748 с.
  3. 3. Шарыгин В.М., Яковлев А.Я. Прокладка и балластировка газопроводов в сложных условиях. М.: ЦентрлитНефтегаз, 2009. 228 с.
  4. 4. Саксаганский А.И., Васильев Г.Г., Горяинов Ю.А. Достоинства и недостатки современных подходов к балластировке подводных переходов // НГС. 2012. № 1. С. 30–37.
  5. 5. Исламгалеева Л.Ф., Зарипов Р.М. Влияние степени обводнения грунта прилегающих подземных участков на напряженно-деформированное состояние подводного газопровода // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. 2011. № 6. С. 116–129.
  6. 6. Кожаева К.В., Жданов Р.Р., Азметов Х.А. исследование влияния продольного усилия на интенсивность балластировки подводного трубопровода // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. № 1 (335). С. 66–77. https://doi.org/10.17122/ntj-oil-2022-1-66-77
  7. 7. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы. М.: ФГУП ЦПП, 2005. 60 с.
  8. 8. Айнбиндер А.Б., Камерштейн А.Г. расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость: справочное пособие. М.: Недра, 1982. 341 с.
  9. 9. Шаммазов А.М., Зарипов Р.М., Чичелов В.А., Коробков Г.Е. расчет и обеспечение прочности трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях. Т. 2. оценка и обеспечение прочности трубопроводов. М.: изд-во “интер”, 2006. 564 с.
  10. 10. Лаптева Т.И., Мансуров М.Н. разработка методов, обеспечивающих работоспособность морских газопроводов в условиях арктического шельфа // Надежность и безопасность эксплуатации линейной части магистральных газонефтепроводов: cборник научных трудов экспертно-инжиниринговой компании “ЭКСиКоМ” № 1. М.: рГУ нефти и газа, 2018. С. 27–30.
  11. 11. Лаптева Т.И. Повышение безопасной эксплуатации морских трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях арктического шельфа // Нефть. Газ. Новации. 2018. № 5. С. 63–65.
  12. 12. Лаптева Т.И. Эксплуатационная надежность морских трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях континентального шельфа россии // Безопасность труда в промышленности. 2018. № 1. С. 30–34. https://doi.org/10.24000/0409-2961-2018-1-30-34
  13. 13. Зарипов Р.М., Масалимов Р.Б. Напряженно-деформированное состояние подводного морского нефтепровода с учетом изменения грунтовых условий и параметров эксплуатации // Многофазные системы. 2023. Т. 18. № 1. С. 17–26. https://doi.org/10.21662/mfs2023.1.003
  14. 14. Ан Е.В., Рашидов Т.Р. Сейсмодинамика подземных трубопроводов, взаимодействующих с водонасыщенным мелкодисперсным грунтом // изв. раН. МТТ. 2015. № 3. С. 89–104.
  15. 15. Шестов А.С., Марченко А.В., Огородов С.А. Математическое моделирование воздействия ледяных образований на дно Байдарацкой губы Карского моря // Труды ЦНии им. акад. а.Н. Крылова. 2011. Вып. 5, № 63 (347). С. 105–118.
  16. 16. Зарипов Р.М., Масалимов Р.Б. Численное моделирование напряженно-деформированного состояния подводного морского газопровода с учетом разжижения грунта и параметров эксплуатации // изв. раН. МТТ. 2023. № 4. С. 152–166. https://doi.org/10.31857/S0572329922600700
  17. 17. Зарипов Р.М., Масалимов Р.Б. использование компенсаторов в подводном участке морского газопровода для предотвращения его всплытия // известия Томского политехнического университета. инжиниринг георесурсов. 2023. Т. 334. № 2. С. 196–205. https://doi.org/10.18799/24131830/2023/2/3761
  18. 18. Зарипов Р.М., Бахтизин Р.Н., Масалимов Р.Б. исследование влияния изменения грунтовых условий и параметров эксплуатации подводного участка морского нефтепровода на его возможное всплытие // Нефтяное хозяйство. 2023. № 6. С. 83–87. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-6-83-87
  19. 19. Зарипов Р.М., Бахтизин Р.Н., Масалимов Р.Б. Напряженно-деформированное состояние подводного морского газопровода и установка компенсаторов-упоров, предназначенных для предотвращения его всплытия // SoCAR Proceedings. 2023. № 2. С. 1–11. https://doi.org/10.5510/oGP2023SI200903
  20. 20. Bi K., Hao H. Using pipe-in-pipe systems for subsea pipeline vibration control // UNKineering Structures. 2016. V. 109. P. 75–84. https://doi.org/10.1016/j.UNKstruct.2015.11.018
  21. 21. Davaripour F., Quinton B.W.T., Pike K. Effect of damage progression on the plastic capacity of a subsea pipeline // ocean UNKineering. 2021. V. 234. P. 109118. https://doi.org/10.1016/j.oceanUNK.2021.109118
  22. 22. Palmer A.C., King R.A. Subsea pipeline UNKineering. oklahoma: PWC, 2004. 570 p.
  23. 23. Hong Z., Liu R., Liu W., Yan S. Study on lateral buckling characteristics of a submarine pipeline with a single arch symmetric initial imperfection // ocean UNKineering. 2015. V. 108. P. 21–32. https://doi.org/10.1016/j.oceanUNK.2015.07.049
  24. 24. ChUNK A., Chen N.-Z. Corrosion fatigue crack growth modelling for subsea pipeline steels // ocean UNKineering. 2017. V. 142. P. 10–19. https://doi.org/10.1016/j.oceanUNK.2017.06.057
  25. 25. Wang Z., Tang Y. Study on symmetric buckling mode triggered by dual distributed buoyancy sections for subsea pipelines // ocean UNKineering. 2020. V. 216. P. 108019. https://doi.org/10.1016/j.oceanUNK.2020.108019
  26. 26. Chen Y., Dong S. et al. Buckling analysis of subsea pipeline with idealized corrosion defects using homotopy analysis method // ocean UNKineering. 2021. V. 234. P. 108865. https://doi.org/10.1016/j.oceanUNK.2021.108865
  27. 27. Peek R., Yun H. Flotation to trigger lateral buckles in pipelines on a flat seabed // J. UNK. Mech. 2007. V. 4. P. 442–451. https://doi.org/10.1061/ (ASCE)0733-9399(2007)133:4(442)
  28. 28. Zhao E., Qu K., Mu L., Kraatz S., Shi B. Numerical Study on the hydrodynamic characteristics of submarine pipelines under the impact of real-world tsunami-like waves // Water. 2019. V. 11. № 2. P. 221. https://doi.org/10.3390/w11020221
  29. 29. Huang B., Liu J., Lin P., Ling D. Uplifting behavior of shallow buried pipe in liquefiable soil by dynamic centrifuge test // Hindawi Publishing corporation scientific world journal. 2014. № 1. P. 838546. https://doi.org/10.1155/2014/838546
  30. 30. ASME B31.8-2007. Gas transmission and distribution piping systems. The American society of mechanical UNKineers, 2007. 201 p.
  31. 31. DNV-RP-E305. on-Bottom stability of submarine pipelines. Veritas offshore technology and services, 1988. 50 p.
  32. 32. 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. 409 с.
  33. 33. Мяченков В.И., Мальцев В.П. Методы и алгоритмы расчета пространственных конструкций на ЭВМ ЕС. М.: Машиностроение, 1984. 280 с.
  34. 34. Ильгамов М.А. Модель всплытия подводного трубопровода. Физика. Технические науки // ДаН. 2022. Т. 504. № 1. С. 10–14. https://doi.org/10.31857/S2686740022030087
QR
Translate

Индексирование

Scopus

Scopus

Scopus

Crossref

Scopus

Higher Attestation Commission

At the Ministry of Education and Science of the Russian Federation

Scopus

Scientific Electronic Library