СОВРЕМЕННЫЕ СПОСОБЫ И СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ И РЕМОНТА ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ ТРУБОПРОВОДОВ

ИНЖЕНЕРНЫЕ СИСТЕМЫ В СТРОИТЕЛЬСТВЕ

УДК 621.64:681.2.08 D01:10.22227/1997-0935.2021.9.1236-1263

Современные способы и средства диагностики и ремонта подводных переходов трубопроводов

Ю.А. Рыльцева

Национальный исследовательский Московский государственный строительный университет

(НИУ МГСУ); г. Москва, Россия

АННОТАЦИЯ

Введение. Предмет обзорного исследования — процесс диагностики и ремонта подводных переходов трубопроводов, транспортирующих природную и сточную воду, газ, нефть и нефтепродукты. Комплексная диагностика способствует поддержанию надежности функционирования трубопроводной сети, снижает текущие расходы на ремонтно-восстановительные работы, имеет высокое природоохранное значение, но вместе с тем характеризуется высокими трудозатратами и стоимостью. Оптимизация процедуры диагностики позволяет сократить затраты труда, денежных средств и состоит в подборе наиболее приемлемых для рассматриваемого участка сети технических средств и методов обследования, последовательности выполняемых работ. Не менее важны вопросы текущего и капитального ремонта таких объектов: выбор наиболее оптимальных инженерно-технических решений имеет значительный ресурсосберегающий эффект. Цель исследования — представление и описание наиболее эффективных на сегодняшний день методов и средств диагностики и ремонта подводных трубопроводов.

Материалы и методы. Проведен обзор актуальной на сегодняшний день нормативно-технической документации, проанализированы научные труды отечественных и зарубежных ученых, методические разработки и патенты организаций, эксплуатирующих и обслуживающих подводные переходы. Рассмотрены современные приборы, аппараты и материалы, используемые для проведения комплексной диагностики и ремонта подводных переходов трубопроводов. Основной метод исследования — документальный.

Результаты. Выполнены систематизация и анализ информации по современным способам и передовым средствам диагностики и ремонта подводных переходов трубопроводов. Приведены виды, методы и этапы диагностики, при-N N боры и аппараты для проведения обследования, способы обнаружения утечек, виды, способы и этапы ремонта,

ев en приборы, аппараты и материалы, используемые для ремонтно-восстановительных работ, способы демонтажа под-

ü о водных переходов. Обозначены границы применимости рассмотренных способов и средств.

U 3

> Ш Выводы. Теоретическая значимость обзорного исследования состоит в целостном описании способов и средств

Ц — диагностики и ремонта подводных переходов трубопроводов, практическая — в возможности использования резуль-

BQ <о татов специалистами сферы трубопроводного транспорта.

. г

КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: подводные переходы трубопроводов, подводные дюкеры, диагностика, обследование, вну-2 iE тритрубная диагностика, неразрушающий контроль, ремонт, демонтаж

О ™

I- Р ДЛЯ ЦИТИРОВАНИЯ: Рыльцева Ю.А. Современные способы и средства диагностики и ремонта подводных пере-

до . ходов трубопроводов // Вестник МГСУ. 2021. Т. 16. Вып. 9. С. 1236-1263. DOI: 10.22227/1997-0935.2021.9.1236-1263

ф <u

Ъ _

о с -

со  Yuliya A. Ryltseva

z Moscow State University of Civil Engineering

со ^

in E (MGSU); Moscow, Russian Federation

^ "S -

cl °

Sib c ABSTRACT

ю о

cd ¡5 Introduction. The subject of the study is the process of diagnostics and repair of underwater crossings of the pipelines that

tv tv о о

The modern methods and means ofdiagnostics and repair

o

g| of underwater crossings of the pipelines

_ transport natural and waste water, gas, oil and petroleum products. Comprehensive diagnostics helps to maintain the reliability

cd ° of the pipeline system, reduces the cost of repair and restoration work, and also has a high environmental value. Optimization

v- of the diagnostic procedure includes the selection of the most appropriate technical means and methods of inspection and

^ £ the sequence of work for the location. No less important for organizations that maintain and operate underwater crossings are

OT ° the issues of current and major repairs of such facilities: the choice of the most optimal engineering and technical solutions has

• . a significant resource-saving effect. The purpose of this work is to present and describe the most effective methods and tools

Sj 3 for diagnostics and repair of underwater pipelines to date.

^ jj Materials and methods. In order to fully study the processes of diagnostics and repair of underwater crossings of the pipes g lines, a review of the relevant regulatory and technical documentation was conducted, scientific works of domestic and S X foreign scientists were analyzed, methodological developments and patents of organizations operating and servicing under-X c water crossings were considered. The review of the market of modern devices, devices and materials used for complex diO w agnostics and repair of underwater crossings of the pipelines was carried out. The main method of research is documentary. V o

m > Results. Based on the survey, systematization and analysis of information on modern methods and advanced means of diagnostics and repair of underwater crossings of the pipelines were carried out. The types, methods and stages of diagnos-

© Ю.А. Рыльцева, 2021

Распространяется на основании Creative Commons Attribution Non-Commercial

tics, devices and apparatuses for conducting surveys of underwater crossings, methods for detecting leaks, types, methods and stages of repairs, devices, apparatuses and materials used for carrying out repair and restoration work, methods of dismantling underwater crossings are considered. The limits of applicability of the considered methods and means of diagnostics and repair were outlined.

Conclusions. The theoretical significance of the research consists in a complete description of the methods and means of diagnostics and repair of underwater crossings of the pipelines. The practical significance is the possibility of using the results of the research by specialists in the field of pipeline transport of natural and waste water, gas, oil and petroleum products.

KEYWORDS: underwater crossings of the pipelines, underwater dukers, diagnostics, inspection, in-tube diagnostics, nondestructive check, repair, dismantling

FOR CITATION: Ryltseva Yu.A. The modern methods and means of diagnostics and repair of underwater crossings of the pipelines. Vestnik MGSU [Monthly Journal on Construction and Architecture]. 2021; 16(9):1236-1263. DOI: 10.22227/19970935.2021.9.1236-1263 (rus.).

ВВЕДЕНИЕ

Подводные переходы трубопроводов (подводные дюкеры) относятся к одним из наиболее ответственных участков сети. Их прокладка выполняется под строгим контролем, поскольку ремонт таких объектов по стоимости и срокам сопоставим с новым строительством. Согласно статистическим исследованиям [1-3], основными причинами аварий подводных переходов трубопроводов являются (в процентном отношении): повреждения в результате внешних воздействий — 33 %; ошибки проектирования и монтажа — 24 %; брак, допущенный при производстве труб, — 17 %; наружная коррозия — 20 %; нарушения регламента эксплуатации — 6 %. Аварии на подводных переходах, транспортирующих сточные воды или нефтепродукты, могут приводить к чрезвычайным ситуациям, наносящим значительный урон окружающей природной среде [4-6]. Задача служб эксплуатации и ремонта подводных переходов — поиск оптимальных инженерно-технических решений, обеспечивающих высокое качество проводимых диагностических и ремонтно-восстановительных работ, сокращение сроков их выполнения, снижение материальных затрат; а также исключающих негативное воздействие на экологию [7-9].

МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДЫ

Объект обзорного исследования — подводные переходы трубопроводов, транспортирующие природную и сточную воду, газ, нефть и нефтепродукты. Предмет исследования — процесс диагностики и ремонта подводных переходов трубопроводов. С целью освещения современного состояния проблемы обследования и ремонта подводных переходов трубопроводов проведен обзор актуальной на сегодняшний день нормативно-технической документации; научной литературы; отечественных и зарубежных периодических изданий; охранных документов, изданных за последние десять лет; а также информации, представленной на официальных веб-сайтах компаний, производящих оборудование для обследования и ремонта подводных переходов трубопроводов, предлагающих услуги по диагностике, монтажу и ремонту таких объектов. Проанализированы и систематизированы

материалы, отражающие цели, задачи и порядок комплексной диагностики, мелкого и капитального ремонта, приборы, материалы и аппараты для их проведения.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Качественная диагностика состояния подводных переходов трубопроводов способствует обоснованному планированию ремонтных работ, эффективной их реализации, снижению текущих расходов на обеспечение безаварийной эксплуатации, а также повышению безопасности функционирования объекта в целом. Комплексное обследование подводных дюкеров включает внешнее и внутреннее диагностирование. Внешнее предусматривает: определение местоположения трубопроводной сети, осмотр ее поверхности (может выполняться с применением авиации, плавательных средств и водолазного снаряжения), приборное обследование поверхности трубопровода и изоляции, мониторинг состояния русла. Внутреннее диагностирование предполагает оценку состояния трубопроводной сети, осуществляемую посредством проникновения в ее внутреннее пространство. В научной литературе, помимо вышеприведенной классификации работ по обследованию, предлагается также разделение инспекций на периодические (выполняемые в соответствии с утвержденным планом) и специальные (выполняемые в оперативном порядке после аварий, природных катаклизмов). При этом в работах [10, 11] отмечается, что время периодических обследований следует совмещать с периодами благоприятных погодных условий.

Существуют различные методы неразрушаю-щего контроля технического состояния и положения относительно профиля дна подводных переходов трубопроводов [12-17]:

1) магнитографические (основаны на фиксации изменений линий магнитного поля в зоне дефектов стенки трубы и изоляции);

2) ультразвуковые (основаны на изменении характера отражения звуковых ультракоротких волн в зоне дефекта трубы);

3) электромагнитные (аналогичны магнитографическим, но предполагают использование

< п

iH

kK

G Г

0 со § СО

1 2 У 1

J со

и-

^ I

n ° o

з (

о §

E w

§ 2

n g

2 6

r 6

t (

Cc §

ф )

f!

. В

т

s

s У

с о !!

jo JO

О О 10 10

сч N о о

N N

СП СП

К <D

U 3

> (Л

С И

и «в <ö ф

¡1

ф ф

О ё

о

о о со < cd S:

8 « §

ОТ "

от Е

Е О

CL ° ^ с

ю о

S3 ц

о Е

СП ^ т- ^

от от

£ w

iE 3s

О tn №

электромагнитных датчиков, а не датчиков из маг-нетитов) [18];

4) радиографические (базируются на применении у-излучения).

Электромагнитные методы обследования можно классифицировать на две группы [19, 20]:

• методы, основанные на измерении собственных электромагнитных полей трубопроводов;

• методы, основанные на измерении электромагнитных полей, которые были наведены на трубопровод специальными системами.

Отдельно можно выделить методы обнаружения утечек из подводных переходов трубопроводов [10, 21-24]:

1) оптические (предполагают добавление в транспортируемую по трубопроводу среду красящего флуоресцентного вещества и дальнейшее его обнаружение под лучом света определенного спектра над трубопроводной трассой);

2) акустические (базируются на фиксации акустического сигнала, вызываемого турбулентностью жидкости при ее истечении в пространство с низким давлением) [25, 26];

3) химические (предполагают использование анализаторов, определяющих присутствие в воде веществ транспортируемой среды; наиболее часто применяются для обнаружения нефтепродуктов) [19];

4) физические (основаны на применении контрольно-измерительных приборов для учета уровня давления и расхода в трубопроводной сети) [27].

Следует отметить, что утвержденная нормативно-техническая документация, устанавливающая требования к обследованию подводных водопроводных и канализационных дюкеров, на сегодняшний день отсутствует на территории РФ. СП 272.1325800.20161 предусматривает общий регламент диагностики во-доотводящих сетей и колодцев, основывающийся главным образом на визуальных методах. «Методические рекомендации по определению технического состояния систем теплоснабжения, горячего водоснабжения, холодного водоснабжения и водоотве-дения» (утверждены 25.04.2012) также не содержат отдельных сведений по процессу диагностики подводных участков сетей.

Процедура диагностики подводных газопроводов и нефтепродуктопроводов в целом регламентируется ведомственной нормативно-технической документацией: СТО Газпром 2-2.3-1058-20162, СТО Газпром

2-2.3-105 9-20 163, СТО Газпром 2-2.3-1050-20164, РД-23.040.00-КТН-3 87-075. Наружной инспекцией контролируются параметры [28]: профиль трубопровода, топография дна водного объекта, толщина слоя грунта над трубопроводом, состояние антикоррозийной защиты, техническое состояние трубопровода, геотехнические характеристики грунтовых массивов. Внутритрубная диагностика таких объектов, как правило, предполагает следующие этапы: прочистка полости диагностируемого участка до степени чистоты, устанавливаемой нормативно-технической документацией; пропуск снарядов-профилемеров; снарядов-дефектоскопов (робототехнических устройств); экспресс-анализ полученной информации; пропуск стресс-коррозионного снаряда; общий анализ диагностического исследования; подготовка отчетной документации. Внутритрубной инспекцией контролируются следующие параметры [28]: внутренняя геометрия трубы, потери металла (коррозия, трещины, эрозия), профиль трубопровода (смещения в плане или по высоте, произошедшие в результате размыва грунта).

Российскими компаниями производится профессиональная подводная аппаратура для обеспечения видео- и аудиосвязи с водолазами, телесъемки проводимого ремонта и работ по обследованию подводных переходов трубопроводов, освещения места проведения работ. Краткий обзор такой аппаратуры представлен в табл. 1.

Российскими учеными создаются инновационные приборные комплексы для проведения диагностических исследований подводных дюкеров. Документом [29] защищены способ оценки технического состояния подводных коммуникаций и устройство для его реализации, отличающееся от аналогов возможностью оперативного получения информации (непосредственно при проходе судна-носителя над диагностируемой коммуникацией) о состоянии объекта, возможностью отклонения судна-носителя от оси диагностируемого трубопровода. Описываемый способ предполагает использование гидроакустических средств для определения топографии дна и диагностику технического состояния трубопровода (в том числе изоляционного покрытия) на основании измерения параметров электромагнитного поля.

В работе [30] описан положительный опыт применения длинноволновой ультразвуковой системы Wavemaker (компании Guided Ultrasonics Ltd.,

1 СП 272.1325800.2016. Системы водоотведения городские и поселковые. URL: http://docs.cntd.ru/document/456050587/

2 СТО Газпром 2-2.3-1058-2016. Техническое обслуживание подводных переходов магистральных газопроводов. Общие положения: распоряжение ПАО «Газпром» № 38 от 24.02.2016.

3 СТО Газпром 2-2.3-1059-2016. Комплексное техническое диагностирование подводных переходов магистральных газопроводов. Общие положения.

4 СТО Газпром 2-2.3-1050-2016. Внутритрубное техническое диагностирование. Требования к проведению, приемке и использованию результатов диагностирования: утв. распоряжением ПАО «Газпром» № 37 от 24.02.2016.

5 РД-23.040.00-КТН-387-07. Методика диагностики технологических нефтепроводов НПС. М. : ОАО «Транснефть», 2007.

Табл. 1. Приборы и аппаратура для сопровождения водолазных работ по обследованию и ремонту подводных переходов трубопроводов

Table 1. Devices and equipment for diving operations for examination and repair of underwater crossings of the pipeline

Наименование прибора, производитель Name of the device, manufacturer

Фото Photo

Описание Description

1

3

Станция водолазной связи однопостовая малогабаритная СВС-1ПМ

Предназначена для телефонной связи водолаза и оператора; питание может осуществляться как от внешних источников посредством кабеля, так и от встроенного аккумулятора; оснащена функцией аудиозаписи; масса до 0,5 кг The station is designed for telephone communication between the diver and the operator; power can be provided both from external sources through a cable and from the built-in battery; it is equipped with an audio recording function; weight up to 0.5 kg

Станция водолазной проводной связи СВС-2П-М

Предназначена для телефонной связи между оператором и одним или двумя водолазами; обеспечивает высокое качество связи; простота конструкции предоставляет возможность ремонта в полевых условиях; смонтирована в ударопрочном и влагозащитном кейсе с размерами 170 х 270 х 320 мм; возможна работа от встроенного аккумулятора The station is designed for telephone communication between the operator and one or two divers; provides high quality communication; simple design provides the possibility of repair in the field; mounted in a shock-resistant and moisture-proof case with dimensions of 170 х 270 х 320 mm; it can work from the built-in battery

< П

8 8 IH

kK

G Г

S 2

0 со § CO

1 S

y 1

J со

u-

^ I

n °

S 3 o

zs ( о §

E w § 2

n g

S б

Г 6 t ( an

SS )

ii

. В

T

s

s У с о <D *

M 2 О О 10 10

Водолазная телефонная станция ВТС-10

I

ГТ- ¡JJ.--- ' 1

' i - .m X

Предназначена для обеспечения аудиосвя-зи между оператором и двумя водолазами; оборудована системой подавления шумовых помех; возможна работа от аккумулятора на протяжении двух часов; устройство смонтировано в кейсе с размерами 480 х 370 х 190 мм

The station is designed to provide audio communication between the operator and two divers; equipped with a noise suppression system; battery operation is possible for 2 hours; the device is mounted in a case with dimensions of 480 х 370 х 190 mm

Система профессионального подводного телевидения ПТВ-10

Предназначена для проведения аудио- и видеосъемки подводных работ; оснащена цветным монитором с диагональю 15 дюймов; предусматривает возможность подключения осветительных приборов; система смонтирована в транспортном кейсе (габарит различен в сериях) The station is designed for audio and video recording of underwater operations; equipped with a colour monitor with a diagonal of 15 inches; provides for the possibility of connecting lighting devices; the system is mounted in a transport case

2

Окончание табл. 1 / End of the Table 1

Наименование прибора, производитель Name of the device, manufacturer

Фото Photo

Описание Description

1

3

Стационарный водолазный комплекс СВК-001

The stationary diving complex SVK-001

Совмещает в себе три устройства: систему освещения, устройство аудиосвязи между оператором и двумя водолазами, блок видеорегистрации с возможностью записи до нескольких суток

It combines three devices: lighting system, audio communication devicebetween the operator and two divers, video recording unit with the ability to record up to several days

Подводный галогеновый светильник ПГС-12/50

Предназначен для освещения рабочего пространства водолаза; имеет противоударное стекло; рабочая глубина — 60 м It is designed to illuminate the diver's workspace; has shockproof glass; working depth — 60 m

N N О О Î4 N

вТсв

¡£ (U U 3 > (Я Е И Л

to «в

w Л)

И

<и ф Ü 15

о!

'—'

О О со CD

"О £= ГО

Прожектор подводный ПП-2

Предназначен для интенсивного надводного и подводного освещения; суммарная мощность 400 Вт (ПП-2) и 160 Вт (ПП-2-СД); срок службы светильников не менее 1000 ч; высокая механическая прочность и антикоррозионная защита It is designed for intensive surface and underwater lighting; total power of400 W (PP-2) and 160 W (PP-2-SD); the service life of the lamps is not less than 1000 hours; high mechanical strength and anti-corrosion protection

Примечание: Источник информации: официальные сайты компаний АО «Тетис Про»

Note: Source of information: official websites of Tethys Pro Comp.

СЯ E -

^ СЛ

I §

CL ° —• £= Ю О

S !

о E от ^

TZ £

Ю °

Li 3 L_ «

M

Ï5

U (Л Ш ф

to >

Великобритания) для диагностики и мониторинга трубопроводов, доступ к которым затруднен, в частности, подводным дюкерам. Преимуществом системы является то, что информация о техническом состоянии трубопровода (протяженностью до 50 м) может быть получена путем установки кольца с пьезоэлектрическими преобразователями (рис. 1) в одной точке сети без его множественных перемещений. Помимо кольца, система Wavemaker включает блок управления и программное обеспечение WavePro для персонального компьютера. Система обнаруживает места образования трещин, коррозионные и механические повреждения с потерей металла до 5 %, дефекты сварных соединений. При этом не требуется снятие изоляции со всего диагностируемого участка сети (достаточно выполнить зачистку только в месте установки кольца), наличие фланцевых соединений не снижает эффективности диагностики.

К системам ультразвукового скрининга Wave-maker производитель предлагает кольца с пьезоэ-

лектрическими преобразователями различных конструкций (табл. 2).

Российскими организациями, занимающимися эксплуатацией, обследованием подводных переходов трубопроводных сетей, накоплен положительный опыт использования отечественных электронных информационных систем (ИС «Дюкер», ИС «Дюкер 2.0» [31]), позволяющих не только хранить, систематизировать информацию об объекте, но и обеспечивать комплексную оценку технического состояния подводного перехода, формировать отчетную документацию (в том числе в графической форме) [32]. Кроме того, данные ИС в автоматизированном режиме при необходимости предоставляют информацию о сроках и стоимости ремонтных работ [28]. Для обработки гидроакустических изображений, полученных в ходе диагностических обследований, хорошо зарекомендовал себя программный комплекс HYPACK (США) [33].

Представляет интерес способ обнаружения утечек из подводного трубопровода, проложенного

2

Табл. 2. Инспекционные кольца для ультразвуковых систем Wavemaker

Table 2. Inspection rings for ultrasonic systems Wavemaker

Наименование

кольца Name of the ring

Фото Photo

Описание Description

1

3

Кольцо «Compact» Ring "Compact"

c^mpactT

Подходит для окрашенных поверхностей; предназначено для труб диаметром от 150 до 900 мм; диапазон температур от -40 до +150 °С It is suitable for painted surfaces; it is designed for pipes with a diameter of 150 to 900 mm; temperature range from -40 to +150 °C

Кольцо «EFC» Ring "EFC"

Кольцо «HT» Ring "HT"

Подходит для окрашенных труб и труб с антикоррозийным покрытием; пневматическое давление используется для прижатия модулей преобразователей к стенке трубы; предназначено для труб диаметром от 150 до 1500 мм; диапазон температур от -40 до +150 °С It is suitable for painted pipes and pipes with anticorrosion coating; pneumatic pressure is used to press the converter modules against the pipe wall; it is designed for pipes with a diameter of 150 to 1500 mm; temperature range from -40 to +150 °C

Подходит для окрашенных поверхностей; предназначено для труб диаметром от 150 до 900 мм; диапазон температур от -40 до +350 °С It is suitable for painted surfaces; It is suitable for pipes with a diameter of 150 to 900 mm; temperature range from -40 to +350 °C

< П

л

ITH

kK

G Г

S 2

o n

1 s

y 1

J CD

u-I

n

S 3 o

=! ( n

u § 2

n g

s 6

A CD

Г œ t ( an

SS )

iï

О О В

г

s

s у с о <D *

M M

О о 10 10

Кольцо «HD» Ring "HD"

в футляре (технология «труба в трубе», производство которой нормируется СП 422.13258006), описываемый в работе [34]. Способ заключается в размещении

6 СП 422.1325800.2018. Трубопроводы магистральные и промысловые для нефти и газа. Строительство подводных переходов и контроль выполнения работ. URL: http://docs.cntd.ru/document/554403580/

Относится к категории высокочувствительного оборудования; способно обнаруживать точечную коррозию; подходит для окрашенных поверхностей, трубопроводных участков с большим количеством приварных и бетонных опор; предназначено для труб диаметром от 150 до 900 мм; диапазон температур от -40 до +150 °С It belongs to the category of highly sensitive equipment; it is able to detect pitting corrosion; it is suitable for painted surfaces, pipeline sections with a large number of welded and concrete supports; it is intended for pipes with a diameter of 150 to 900 mm; the temperature range is from -40 to +150 °C

в пространстве между футляром и наружной стенкой трубы биморфных пьезоэлементов, предназначенных для преобразования динамических деформаций (возникают при выходе транспортируемой среды из трубопроводной сети через свищи) в электрические сигналы с последующей их обработкой и регистрацией (рис. 2). Пьезоэлементы позволяют достаточно точно

2

сч N о о

N N

СП СП

К <D

U 3

> (Л

С И

и «в <ö ф

¡1

ф ф

О ё

о

от

ОТ

£ w

iE 3s

О tn

о о

со <

cd S:

8«

™ §

ОТ "

от Е

Е о

CL ° с

ю о

S3 «

о Е

СП ^ т- ^

сколькими методами: диагностика по волне давления, анализ эпюр давления по длине всего подводного перехода трубопровода, метод массового баланса транспортируемой среды в начале и в конце участка перехода [27].

К альтернативным методам устранения утечек нефтепродуктов и минимизации их негативного воздействия на водный объект можно отнести изобретение [37]. Устройство (рис. 3) предполагает размещение гибкого нефтенепроницаемого полотна вдоль всей траншеи подводного трубопровода. Полотно снабжено рукавами для откачки нефтепродукта, а также сигнальными устройствами поплавкового

Рис. 1. Ультразвуковая система «Wavemaker» (Великобритания) для диагностики дюкеров [30] Fig. 1. Ultrasonic system "Wavemaker" (Great Britain) for the diagnosis of dukers [30]

определять место утечки, что сокращает время проведения диагностических и ремонтных работ.

Усиленный контроль утечек применяется, как правило, в отношении подводных газо- и нефтепроводов [35, 36]. К наиболее передовым технологиям обнаружения эксфильтрации газа и нефти можно отнести использование датчиков давления и расхода, располагаемых на береговых частях трубопроводной сети. Все датчики подключаются к единой компьютерной системе, которая обеспечивает непрерывный контроль состояния трубопровода, позволяет определять утечки с расходом до 1 % от общего, место утечки с точностью до 10 % от длины подводного перехода. Диагностика утечек осуществляется не-

Рис. 2. Схема определения места утечки из подводного трубопровода, проложенного в футляре, с использованием пьезоэлементов: 1 — пространство между трубопроводом и футляром; 2 — трубопровод; 3 — футляр; 4 — место повреждения трубы; 5—контроллер; N — пьезоэлементы [34] Fig. 2. Scheme for determining the location of a leak from an underwater pipeline laid in a case using piezoelectric elements: 1 — the space between the pipeline and the case; 2 — the pipeline; 3 — the case; 4 — the place of damage to the pipe; 5 — the controller; N — piezoelectric elements [34]

Рис. 3. Устройство для защиты водной среды от загрязнений, возникающих в результате утечек перекачиваемого продукта нефтяного происхождения из подводного трубопровода: 1 — подводный трубопровод; 2 — гибкое нефтенепроницаемое полотно; 3 — грузило; 4 — балластирующее устройство; 5 — стропа; 6 — датчик утечки; 7 — рукав для откачки нефтепродукта; 8 — подключающее устройство поплавкового типа (условно не показано); 9 — устройство сигнализации местонахождения рукава для откачки продукта нефтяного происхождения (условно не показано) [37] Fig. 3. Device for protecting the water environment from pollution resulting from leaks of the pumped product of oil origin from the underwater pipeline: 1 — underwater pipeline; 2 — flexible oil-proof cloth; 3 — sinker; 4 — ballasting device; 5 — sling; 6 — leak sensor; 7 — hose for pumping oil products;

8 — connecting device of float type (conditionally not shown);

9 — device for signaling the location of the sleeve for pumping the product of oil origin (conditionally not shown) [37]

типа, всплывающими на поверхность воды при наполнении свода полотна.

В работе [38] предложен способ определения координат места прорыва подводного трубопровода, заключающийся в закачивании в него вещества, образующего пену при взаимодействии с морской или пресной водой. Координаты места прорыва определяются по возникающим на поверхности воды пен-

ным «меткам» с учетом придонных и поверхностных течений по аналитическим зависимостям.

В настоящее время для диагностики подводных переходов газо- и нефтепроводов используется современное высокоточное оборудование: многолучевые и узколучевые эхолоты, гидроакустические (ультразвуковые) профилографы, гидролокаторы бокового и кругового обзора [39-41], измерители направлений и скоростей течения воды, спутниковые навигационные системы [42], магнитные трассоискатели (принцип действия перечисленного оборудования подробно описан в трудах [43, 44]). Гидролокаторы бокового обзора рекомендуется применять на больших глубинах, в акваториях большой площади, гидролокаторы кругового обзора — напротив, имеют применимость в условиях малой глубины, в стесненных условиях. Гидролокатор бокового обзора посылает ультразвуковой импульс на поверхность дна под острым углом, а затем принимает отраженный сигнал. Такие приборы подразделяют на аналоговые и цифровые (последние — более современные). Гидролокатор кругового обзора позволяет вести съемку в труднодоступных местах, он более компактен, пригоден для исследований в условиях Крайнего Севера [45]. Результатом гидролокационного обследования являются сонограммы, интерпретация растровых изображений которых позволяет сделать заключение о геоморфологических особенностях рельефа дна, геологии грунтов, положении дюкера, определить размытые участки сети, провисы, расположение бал-ластировочных пригрузов относительно трубы. В работе [46] сообщается, что для мониторинга подводных трубопроводов, проложенных непосредственно по дну (без заглубления), наиболее удобным и вместе с тем эффективным методом является гидролокация бокового обзора в комплексе с высокочастотным эхолотированием. При этом указанная технология не дает удовлетворительных результатов в отношении диагностики заглубленных в траншее трубопроводов. На основании опыта применения различного акустического оборудования для зондирования заглубленных трубопроводов учеными был сделан вывод о том, что наиболее приемлемым методом в данном случае служит использование узколучевых параметрических низкочастотных эхолотов-профилографов. Однако и он имеет ограничения: если грунт вокруг трубопровода неоднороден, содержит большое количество отражающих акустический сигнал включений, обнаружение трубы на эхограммах становится затруднительным, с этой задачей может справиться только высокоопытный специалист.

Для внутритрубной диагностики газо- и нефтепроводов большое распространение получили снаряды-дефектоскопы (интеллектуальные поршни [12, 47]) (рис. 4). Такие приборы дают возможность одновременно получать сведения о пространственной конфигурации трубопровода, геометрии стенок трубы, а также осуществлять контроль технического состоя-

Рис. 4. Снаряд-дефектоскоп для диагностики технического состояния подводных переходов газо- и нефтепроводов [12] Fig. 4. Projectile-flaw detector for diagnosing the technical condition of underwater crossings of gas and oil pipelines [12]

ния сети за счет встроенных в него систем неразру-шающего контроля (чаще магнитного или ультразвукового типов). В работе [47] описан положительный опыт эксплуатации интеллектуальных поршней компании Rosen Group (Швейцария) для внутренней инспекции газопровода «Северный поток». Снаряды-дефектоскопы могут применяться комплексно со снарядами-скребками (поршнями), предназначенными для очистки внутренней поверхности трубопровода в целях повышения качества последующей процедуры дефектоскопии (рис. 5) [48, 49].

Для введения снарядов во внутреннее пространство подводного трубопровода предусматриваются специальные камеры приема-запуска стационарной установки (рис. 6) [12, 49]. Камера состоит из следующих элементов: рабочей трубы, опорной рамы, трубопроводной арматуры, запорного механизма, присоединительного устройства, элементов управления, устройства для запасовки поршней (снарядов), датчика прохождения поршня (снаряда) [50].

За последние десять лет положительно зарекомендовали себя в области диагностики подводных переходов роботизированные аппараты отечественного производства (компании «Подводная робототехника») — «Гном» (на малых глубинах) и «Пилигрим» (на больших глубинах). Инструкция по оценке дефектов Р Газпром 2-2.3-594-20117 предполагает удобную систему критериев оценки технического состояния подводных газопроводов, благодаря которой все дефекты, зафиксированные в отчете по результатам обследования, можно ранжировать. На основании общего ранжирования делается вывод о необходимости дополнительных обследований, сроках и порядке ремонта отдельных участков сети.

По данным исследования [51] в настоящее время в мире эксплуатируется более 100 тыс. км морских переходов трубопроводов. Процедура комплексной диагностики дюкеров через морские преграды име-

7 Р Газпром 2-2.3-594-2011. Критерии оценки технического состояния и рекомендации по проведению технического обслуживания подводных переходов трубопроводов ОАО «Газпром». М. : ОАО «Газпром», 2011.

< П

iH

kK

G Г

S 2

0 С/з § С/3

1 S y 1

J со

^ I

n °

S 3 o

=s (

oi

о §

E w § 2

n g

S 6

A CD

Г œ t ( an

SS )

ii

О О В

г

s

s У с о

<D Ж 9090

M 2 О О 10 10

сч N о о

N N

en ел

к <и и з

> (Л С И

to «в

<0 щ

¡1

ф ф

О £

о

<Л (Л

£ w

Рис. 5. Поршни (снаряды) для прочистки подводных трубопроводов [49]: a — поршень стальной «Ерш»; b — поршень полиуретановый с чистящими щетками; c — поршень полиуретановый с манжетами; d—поршень комбинированный ман-жетно-дисковый; e — поршень стальной цельнолитой; f — снаряды прочистные

Fig. 5. Pistons for cleaning underwater pipelines [49]: a — steel piston "Ruff'; b — polyurethane piston with cleaning brushes; c — polyurethane piston with cuffs; d — combined cuff-disc piston; e — solid steel piston; f — clean-up projectiles

о о

CO <

со S:

8 «

Si §

(Л "

со IE

E о

CL °

^ с

ю о

s ц

о E

со ^

T- ^

ет ряд отличии в сравнении с диагностикой речных переходов [52]. Соленая морская вода существенно ограничивает возможность применения электромагнитных трассоискателей в целях определения точного расположения трубопровода. Гидроакустическая аппаратура также может давать нестабильные результаты ввиду наличия термоклинов — слоев воды с резким изменением температуры. Ввиду обозначенного для диагностики переходов трубопроводов через морские преграды специалистами рекомендуются вариации различного диагностического оборудования, а также увеличение числа водолазных спусков.

Для диагностических обследований морских переходов трубопроводов находят активное применение подводные технические аппараты [12, 53, 54]:

Рис. 6. Камера приема-запуска внутритрубных диагностических снарядов[50]

Fig. 6. Chamber for receiving and launching in-tube diagnostic projectiles [50]

• необитаемые подводные аппараты (НПА) — автономные, буксируемые, привязные (АНПА, БНПА, ПНПА соответственно);

• самоходные обитаемые подводные аппараты;

• жесткие нормобарические скафандры;

• глубоководные водолазные комплексы.

Обследование с применением АНПА выполняется в следующей последовательности: судном аппарат доставляется к месту проведения работ, спускается на дно, после чего он самостоятельно определяет точное месторасположение трубопроводной сети и движется в нужном направлении. АНПА выполняет фото- и видеосъемку, методами неразрушающего контроля диагностирует состояние сети. Принцип выполнения работ с использованием БНПА аналогичен, за исключением того, что самостоятельно данные подводные аппараты не перемещаются, их передвижение осуществляется судном. ПНПА применяют для точечных обследований, уточнения отдельных параметров технического состояния подводного трубопровода [12]. Лидерами среди российских производителей подводных аппаратов и робототехнических комплексов являются: ФГБУН «Институт проблем морских технологий Дальневосточного отделения Российской академии наук», АО «НПП ПТ «Океанос», ООО «ПТЦ «Ровбилдер», АО «Тетис Про», ООО «Индэл-Партнер», АО «ЦКБ МТ «РУБИН» [55]. Виды движения подводных аппаратов относительно диагностируемой трубопроводной сети подразделяются на прямолинейные (аппарат идет параллельно оси трубопровода; применяется в случаях,

b

a

c

Табл. 3. Основные характеристики телеуправляемых необитаемых подводных аппаратов Table 3. Main characteristics of remote-controlled uninhabited underwater devices

Наименование прибора Name of the device

Фото Photo

Описание Description

1

3

AC-ROV 100

Предназначен для морских и пресных водоемов; рассчитан на погружение до 100 м; имеет пять степеней свободы перемещения, дистанционное управление джойстиком; оснащен цветной видеокамерой, светильниками, влагозащищенным монитором, глубиномером, датчиками температуры, влажности, системой наложения текстовой информации на видеоизображение и функцией триммирования перемещения

It is designed for sea and fresh water bodies; it is designed for diving up to 100 m; it has five degrees of freedom of movement; it has a remote control with a joystick; it is equipped with a colour video camera, lamps, a moisture-proof monitor, a depth gauge, temperature and humidity sensors, a system for superimposing text information on a video image and a function for trimming movement

AC-ROV 3000

Рассчитан на погружение до 3000 м; имеет пять степеней свободы перемещения; остальные характеристики аналогичны п. 1 It is designed for diving up to 3000 m; it has five stages of freedom of movement; and other characteristics are similar to point 1

< m

о е

Л о

ITH

k к

G Г

S 2

o со

§ S

y -> J to

ri

n О

a «э

о w o

§â

(Л

о —

u w

о СО о

3

Chinook и SteelHead

Предназначен для морских и пресных водоемов; рассчитан на погружение до 300 м (SteelHead) и 600 м (Chinook); удобен для монтажа дополнительного навесного оборудования; возможность использования в труднодоступных местах; снабжен компасом; остальные характеристики аналогичны п. 1

It is designed for sea and fresh water bodies; it is designed for diving up to 300 m (SteelHead) and 600 m (Chinook); it is convenient for mounting additional attachments; it can be used in hard-to-reach places; it is equipped with a compass; other characteristics are similar to point 1

M W Ш o

s œ

V. О)

Г œ

a о

? о e n

r s

CD ф

i.

О

6 В

т s з

s У

с о ii

OOOO

M M

о о

M M

Марлин-350 Marlin-350

Предназначен для поисковых, смотровых и аварийных работ; рассчитан на глубину погружения до 350 м; оснащен гидролокатором кругового обзора, многолучевым гидролокатором, цветной видеокамерой и системой освещения; управление посредством кабеля; сектор сканирования 360°; поставляется с ручной лебедкой для подъема/спуска

It is designed for search, inspection and emergency operations; it is designed for a diving depth of up to 350 m; it is equipped with all-round sonar, multi-beam sonar, colour video camera and lighting system; cable control; 360° scanning sector; it comes with a manual winch for lifting/lowering

2

Продолжение табл. 3 / Continuation of the Table 3

Наименование прибора Name of the device

Фото Photo

Описание Description

1

3

Сабфайтер 3000 и Сабфайтер 4500

Subfighter 3000 and Subfighter 4500

Предназначен для глубин до 300 м (Сабфайтер 3000) и до 700 м (Сабфайтер 4500); осуществляет батиметрическое, гидроакустическое и визуальное обследование участков морского дна, сбор образцов донного грунта, осмотр элементов конструкций и трубопроводов, измерение толщины стенок и проведение дефектоскопии подводных объектов; оснащен цветной видеокамерой, глубиномером, системой освещения и магнитным компасом

It is designed for depths up to 300 m (Subfighter 3000) and up to 700 m (Subfighter 4500); it performs bathymetric, hydroacoustic and visual inspection of the seabed, collecting samples of bottom soil, inspection of structural elements and pipelines, measuring wall thickness and conducting flaw detection of underwater objects; it is equipped with a colour video camera, depth gauge, lighting system and magnetic compass

N N

о о

tv N

СП en

* <D U 3

> (Л

с и

to <0

<0 ф

¡1

<D <u

О S

Фалкон и Фалкон 1000

Falcon, Falcon 1000

Предназначен для глубин до 300 м (Фалкон) и 1000 м (Фалкон 1000); снабжен гидроакустическим оборудованием, видео- и фотокамерой, системой освещения, ультразвуковым толщиномером, зачистными устройствами; управление посредством кабеля; поставляется с электрической лебедкой для подъема/спуска It is designed for depths up to 300 m (Falcon) and 1000 m (Falcon 1000); it is equipped with hy-droacoustic equipment, video and photo camera, lighting system, ultrasonic thickness gauge, stripping devices; cable control; supplied with an electric winch for lifting/lowering

o о CO <

cd

8 « Si §

со " со E

E о

CL U

^ с

ю о

S «

о E

en ^

T- ^

о

I-90

Предназначен для глубин до 1000 м; оснащен гидролокатором кругового обзора, цветной видеокамерой, системой освещения, системой гидроакустического позиционирования; управление посредством кабеля It is designed for depths up to 1000 m; it is equipped with all-round sonar, colour video camera, lighting system, sonar positioning system; cable control

<л

(Л

Ü W

iE 3S

О tn

Атом Atom

Предназначен для глубин до 4000 м; выполняет подводно-технические работы и изыскания в сложных гидрологических условиях; снабжен гидроакустическими приборами, гидравлическим инструментом, цветной видеокамерой, системами освещения, спуско-подъемным устройством

It is designed for depths up to 4000 m; it performs underwater technical work and surveys in difficult hydrological conditions; it is equipped with hy-droacoustic devices, hydraulic tools, colour video camera, lighting systems, descent and lifting device

2

Окончание табл. 3 /End of the Table 3

Наименование прибора Name of the device

Фото Photo

Описание Description

Квазар Quasar

Оснащен гидравлическим движительно-рулевым комплексом для работы при сильных течениях; остальные характеристики аналогичны п. 9 It is equipped with a hydraulic propulsion and steering system for operation in strong currents; other characteristics are similar to point 9

Квантум Quantum

Оснащен мощной бортовой гидравлической станцией для подключения большого количества различного гидравлического инструмента; остальные характеристики аналогичны п. 9 It is equipped with a powerful on-board hydraulic station for connecting a large number of different hydraulic tools; the other characteristics are similar to point 9

когда известно расположение трубопровода) и зигзагообразные (траектория движения аппарата представляет собой ломанную линию, многократно пересекающую ось трубопровода; применяется в случаях, когда расположение трубопровода точно неизвестно) [56]. В табл. 3 представлено краткое описание основных характеристик АНПА, предлагаемых компанией АО «Тетис Про» (Россия, г. Москва).

Использование НПА при эксплуатации подводных трубопроводов обусловливает следующие преимущества [47, 57]:

• неограниченные глубина и время использования;

• быстрое погружение к месту обследования, быстрое возвращение на поверхность;

• относительно невысокая стоимость;

• малая чувствительность к изменениям условий окружающей среды;

значительное улучшение условии труда водо-

лазов;

• простота устройства.

Неотъемлемым мероприятием на протяжении всего срока эксплуатации подводных переходов трубопроводов является мониторинг русловых процессов. Размыв дна водного объекта способствует оголению трубопроводов, возникновению напряженно-деформационных состояний [58, 59], превышающих расчетные значения, разрушению изоляционного покрытия и, как следствие, преждевременной коррозии труб и трещи-нообразованию [60-62]. Ученые [63, 64] отмечают, что особенной остротой проблема русловых процессов характеризуется в отношении слабоустойчивых русел рек с интенсивными плановыми и вертикальными деформациями. Так, размывы дна таких объектов могут за год достигать нескольких метров, а размывы поймы и берегов — десятков метров. На морских переходах

< и

2 0

(Л 8

3 z

С s

M G С М

S С п 0 1

M 1

о CD

о CD

I

о i

j CD

о CD

с —

0

О) CD

СО

o cri

D

O ~a

о о

D о 1

r С S

о CD

;z:

o 2

D

a СО

О

=3 Q- I

r CJ)

о о

? о

CD о

о

r §•

о e

—

! Т

О

с i

3 1

i 0 1

в) DO

Т

3 у

С О

i i

JO

M M

о о

IS) го

1

2

3

N N О О tV N

en en к ai

u 3

> 1Л

с и

ta <0

<ö щ

¡1

<D <u

о S

о

о о СО < CD

8 « Si §

со " со iE

E О

CL °

^ с

ю о

S g

о E

en ^

T- ^

со со

iE î

О tn

отмечаются не менее интенсивные размывы. Комплексная диагностика русловых процессов должна включать геодезические, гидрографические работы, анализ архивных данных для прогнозирования деформаций русла. Широкое распространение на объектах ПАО «Газпром» для обследования дна получили гидроакустические локаторы SWATHplus и Starfish (Великобритания). Эффективным методом изучения русловых процессов является космическая съемка [63], позволяющая отслеживать макроформы русла, направления паводковых вод.

В работе [65] предлагаются расчетные формулы (основаны на теории вероятности), позволяющие по расходу воды в реке установить уровень размыва дна и вероятность оголения подводного перехода. Данный косвенный метод состояния трубопроводной сети способствует значительному экономическому эффекту, поскольку дает возможность применять инструментальную диагностику лишь в случае вероятностного наличия размывов. Для автоматизированного моделирования и долгосрочного прогнозирования русловых процессов в настоящее время также широко используется программное обеспечение российского (STREAM 2D [66], Unicom_Pro, CARDINAL) и зарубежного (Mike 11, Mike 21, HEC-RAS, Delft 3D, Flo-2D) производства.

Исследователями [67] проведено математическое обоснование определения максимально допустимой величины перекрытия русла подводным переходом трубопровода с ненормативной глубиной залегания. Данный вопрос имеет значительную актуальность в отношении ремонтных работ на подводных участках трубопроводов, не предполагающих их большее заглубление под уровень дна в целях защиты от размыва грунта. Поскольку в рассматриваемом случае организуется каменная отсыпка трубопроводной сети, установка бетонных утяжелителей или гибких матов, которые неизбежно влекут за собой перекрытие живого сечения водотока, важно выполнять прогноз негативных последствий для водного объекта. Нормативные документы в области подво-

дных переходов магистральных нефтепроводов устанавливают предельное значение перекрытия живого сечения водотока, составляющее 10 %. Если предполагается перекрытие более установленного значения, необходимо изыскивать прочие варианты укрепления перехода (в частности, выполнить переукладку сети). Однако, по мнению специалистов ООО «Научно-исследовательский институт трубопроводного транспорта», степень перекрытия живого сечения водотока должна устанавливаться с учетом типа водного объекта и его гидрологических характеристик. С этой целью необходимо прогнозное определение следующих показателей водного объекта: скорость течения воды в створе подводного перехода, длина водово-ротной зоны в нижнем бьефе за конструкцией перехода, высота подъема воды перед подпором, ледовый режим водотока (риск образования шугозажоров, заторов льда). В результате проведенных исследований была получена математическая модель [67], описывающая зависимость максимально допустимой величины перекрытия живого сечения водотока от перечисленных выше факторов влияния. Так, установлено, что в отдельных случаях может быть допущено превышение 10%-ного ограничения по перекрытию без каких-либо негативных последствий для водного объекта (размыв русла и дна, затопление местности, закупорка живого сечения потока шугой).

Существующие способы ремонта подводных переходов можно классифицировать следующим образом.

В зависимости от работоспособности трубопроводной сети:

• с прерыванием транспортирования среды;

• без прерывания транспортирования среды.

В зависимости от степени автоматизации процесса:

• с участием водолазов;

• с использованием труда водолазов и специальной техники;

• с использованием техники, располагаемой над горизонтом воды;

Рис. 7. Стреловой кран при установке на берегу (слева); плавучий кран (справа) [68]

СО >

Fig. 7. Boom crane for installation on shore (on the left); floating crane (on the right) [68]

Рис. 8. Понтонный мост для размещения стрелового крана [68]

Fig. 8. Pontoon bridge for placing a boom crane [68]

• с применением погружных технических устройств.

В публикациях [68-70] рассмотрена спецтехника, располагаемая над горизонтом воды при проведении ремонтных работ на подводных переходах трубопроводов: стреловые самоходные краны (могут располагаться на берегу, насыпи, барже, плавучих понтонах), плавучие краны (рис. 7). В отдельных случаях для осуществления ремонтных работ принимается решение о необходимости возведения понтонного моста к месту ремонта (рис. 8). При этом большая часть денежных средств, выделенных для ремонта перехода, тратится именно на постройку такого моста.

Для проведения аварийно-восстановительных и ремонтно-монтажных работ на переходах трубопроводов через водные преграды различной глубины находят применение плавательные мастерские российского производства [68], а также несамоходные плавательные средства (понтоны) ПГМ-300 и ПГМ-300М (рис. 9), предназначенные для доставки водолазного оборудования к месту проведения работ, оборудованные кранами или лебедками для подъема и спуска тяжелых грузов.

ОАО «Подводгазэнергосервис» разработан и внедрен в практику ремонта подводных трубопроводов коннекторный соединитель [28]. При помощи данного устройства можно состыковать концы труб

(существующий и заменяющий демонтированный участок) с отклонением до 10°. Проблема актуальна при большой протяженности заменяемого участка трубопроводной сети.

Широкое распространение для восстановления поврежденной антикоррозийной изоляции на участках подводных переходов трубопроводов получила система Sea Shield 2000 HD (производства компании Premier Coatings Ltd., Великобритания). Антикоррозийная система предполагает нанесение трех слоев на сталь, эксплуатируемую под водой или в зоне переменного смачивания: грунтовки-праймера, петро-латумной ленты, защитного кожуха. Грунтовка-прай-мер и петролатумная лента полностью блокируют проникновение кислорода и воды к металлу, предотвращая его коррозию, а защитный кожух защищает сталь от механических повреждений и биообрастаний. Антикоррозийная система Sea Shield 2000 HD предполагает возможность нанесения под водой.

Основной сложностью при ремонте подводных трубопроводов является процесс демонтажа и последующей установки утяжелителей (рис. 10, 11), применяемых для балластировки подводного перехода трубопровода при траншейном способе строительства, масса единицы которых может достигать 6 т [68].

За последние десять лет значительный прогресс наблюдается в сфере технологий подводной сварки, применяемой для монтажа и ремонта подводных переходов трубопроводов. К числу новейших отечественных разработок можно отнести: технологию гипербарической сварки с локальным осушением [71], метод использования порошковой проволоки с наноструктурированным покрытием [72-74], применение синтетических минеральных сплавов с введением таких элементов, как бор, алюминий, кремний, марганец и хром, которые обладают высокой катионной активностью и, как результат, не вызывают гидратации и повышения содержания диффузного водорода в сварных соединениях [75]. В работах [76, 77] описан положительный опыт использования сварочного автомата для подводной дуговой сварки (в том числе на больших глубинах), который осуществляет все действия под управлени-

a b

Рис. 9. Плавательная мастерская (а) и несамоходное плавсредство ПТМ-300М (b) для ремонта подводных переходов трубопроводов [68]

Fig. 9. Swimming workshop (a) and PG-300M non-self-propelled watercraft (b) for the repair of underwater crossings of the pipelines [68]

< П

ITH

G Г

S 2

o n

I D

y 1

J со I

n

DD. S o

=¡ (

oi n

E С/3

n 2

n g

D 6

A CD

Г 6 t ( an

CD )

ii

о n

т

s S

s у с о ii

о о

M M

о о 10 10

сч N о о сч сч

СП СП К (V U 3 > (Л С И

аа «в

<ö щ

I

ф Ф

О ё

о

о о со < cd S:

8« Si §

ОТ "

от Е

Е О ¿Г О

Рис. 10. Утяжелитель кольцевой чугунный для подводного перехода трубопровода [68]

Fig. 10. Cast-iron weighting device for underwater crossing of the pipeline [68]

ем компьютера. Все перечисленные разработки уже сегодня находят широкое практическое применение, способствуя облегчению труда сварщиков-водолазов, повышению стабильности процесса подводной сварки и качества сварных соединений [78, 79].

Работы по проведению капитального ремонта и реконструкции подводных газопроводов регламентируются рядом ведомственных стандартов (СТО Газпром 2-2.3-231-20088, СТО Газпром 063-20099). Проект капитального ремонта подводных переходов газопроводов выполняется на основании следующих показателей, устанавливаемых на этапе комплексной диагностики: заглубление подводного трубопровода, состояние антикоррозионной изоляции, состояние балластировки трубопровода, толщина стенки трубо-

8 СТО Газпром 2-2.3-231-2008. Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром».

9 СТО Газпром 063-2009. Разграничение видов работ

по принадлежности к реконструкции или капитальному ремонту. М. : ОАО «Газпром», 2009.

Рис. 11. Железобетонные утяжелители для подводного перехода трубопровода [68]

Fig. 11. Concrete weighting device for underwater crossing of the pipelines [68]

провода, наличие мест утечки газа, состояние береговых укреплений трубопроводной сети и береговых информационных знаков. В стоимость капитального ремонта обязательно должны входить затраты, направленные на устранение негативных последствий проведения работ по отношению к окружающей природной среде [80]. При этом специалистами отмечается, что несоблюдение сроков капитального ремонта, обозначенных в проекте, значительно удорожает стоимость производства работ: как правило, проект производства работ выполняется на определенный сезон, что выражается в стоимости доставки материалов и оборудования, монтажа, эксплуатации определенных машин и механизмов.

Методы ремонта подводных переходов нефтепроводов регламентируются отраслевым руководящим документом РД 153-39.4-067-0010. В работе [81] отмечается, что сроки, качество и стоимость работ по проведению капитального ремонта подводных нефтепроводов напрямую зависят от объема внедрения современных технологий в производственный процесс. К числу наиболее перспективных из них в настоящее время можно отнести технологии применения самогерметизирующихся зажимов и ремонтных герметизирующих камер.

До появления самогерметизирующихся зажимов FшmaSeal (рис. 12) компании Fшmamte (Азербайджан) все виды ремонтных муфт (хомутов) использовались как временная мера поддержания безаварийной работы дефектных участков трубопроводов до производства капитального ремонта сети. Зажимы FurmaSeal применяются как постоянное устройство для устранения утечек транспортируемой среды через дефекты трубы, рассчитаны для труб диаметром от 700 до 1400 мм, рабочее давление от 2,5 до 35 МПа. Конструкция и порядок монтажа подробно описаны в работе [81].

В труде [51] предлагается ремонтная муфта, состоящая из гильзы, герметизатора и композитного состава (рис. 13). Муфта может быть установлена на трубопровод автоматизированно, т.е. в дистанционном режиме при использовании погружного блока ремонтного комплекса (рис. 14). Монтаж ремонтной муфты производится в два этапа — подготовительный и основной. На подготовительном этапе размывается грунт для доступа к участку трубы, очищается поверхность трубы, удаляется изоляционное покрытие. Основной этап предполагает установку ремонтной муфты, осуществляемую в следующей последовательности: на трубу устанавливается гильза, поверх гильзы размещается герметизатор, который образует рабочий объем муфты; в пространство между гильзой и герметизатором подается композитный состав. После затвердевания

10 РД 153-39.4-067-00. Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов. М. : ОАО «Транснефть», 2004.

Рис. 12. Фото ремонтного самогерметизирующегося зажима FurmaSeal

Fig. 12. Photo of the repair self-sealing clip FurmaSeal

композитного состава ремонтный блок отстыковывается от места проведения работ и возвращается на судно. Стоимость установки одной ремонтной муфты согласно технико-экономическому обоснованию, выполненному авторами [51], составляет от 9 до 15 тыс. долл. в зависимости от диаметра ремонтируемой трубопроводной сети, а также глубины перехода относительно водной поверхности. Отмечается, что описываемый способ ремонта трубопровода с применением погружного ремонтного блока значительно дешевле методов, осуществляемых с привлечением водолазов.

В вопросах производства работ по установке зажимов, восстановлению изоляции, ремонту сварных швов подводных газо- и нефтепроводов находят широкое применение передовые отечественные разработки — ремонтные герметизирующие камеры (кессоны) (ТУ 6010.100.003, завод «Ротор», г. Камышин). Устройство представляет собой цилиндрический стальной ремонтный комплекс, оснащенный системами жизнеобеспечения рабочих (вентиляцией, освещением, дренажем), и позволяет

Рис. 13. Принципиальная конструкция ремонтной муфты:

1 — герметизатор; 2 — гильза; 3 — композитный состав; 4 — труба [51]

Fig. 13. The basic design of the repair clutch: 1 — hermetic;

2 — sawn-off pipe; 3 — composite material; 4 — pipe [51]

проводить ремонтные работы теми же способами, что и на поверхности (рис. 15). Герметизирующие камеры предназначены для ремонта труб номинальным диаметром от 300 до 1400 мм, рассчитаны на погружение до 14 м. Недостатком описываемого метода является необходимость выключения из работы трубопроводной сети и последующее ее опорожнение от транспортируемой среды (что в случае с нефтепроводами сопряжено с рядом трудностей). В работе [82] определено и проанализировано напряженно-деформированное состояние кессона, погруженного на дно водного объекта, в результате чего даны обоснованные рекомендации по усовершенствованию конструкции камеры (увеличение толщины стенок, оснащение конструкции ребрами жесткости) в целях возможности ее применения на больших глубинах (более 14 м, заявляемых производителем).

Рис. 14. Погружной блок ремонтного комплекса [51] Fig. 14. Submerged block of the repair facility [51]

Аналог описываемой выше герметизирующей камеры — комплекс для ремонта подводных трубопроводов [83]. Авторы полезной модели отмечают удобство ее использования для случаев необходимости вырезки дефектного участка трубы и последующей установки нового с использованием сварки. Ремонтный комплекс снабжен системами вентиляции, освещения, телевидения и связи, сварочным оборудованием и пневмоинструментом.

В работе [84] установлены и проанализированы расчетные напряжения сварных соединений дюкера нефтепровода через р. Лена. Сделан вывод о негативном влиянии циклического нагружения трубопровода, возникающего в результате отключений (по эксплуатационным и техническим причинам) насосной станции. Циклические нагружения способствуют образованию трещин двух видов: трещины, распространяющиеся от сварного соединения вдоль образующей трубы (скорость их продольного роста значительно превосходит скорость роста по толщине стенки трубы), и трещины, распространяющиеся от сварного соединения по толщине металла (приводят к образованию свищей).

Мелкие ремонтные (в том числе сварочные) работы на переходах трубопроводов через морские преграды (на глубинах до 300 м) чаще осуществля-

ем со

J со

u S

? о С з

0 СС

01

i

ел <t —

i N П 2

w 03 о ^ 4 Q. I

v. en

r 6 t (

I?

CD )

it i

6) 09 I T s 3

w < с о ii

00

О О № №

Рис. 15. Схема ремонтной герметизирующей камеры [81] Fig. 15. Scheme of the repair hermetic chamber [81]

N N

о о

tv N

СП cn

к <u

U 3

> 1Л

С И 2

U <o

«0 щ

¡1

<D <u

О S

о

о о

CO <

cd S:

8 «

Si §

CO "

со iE

E О

CL °

• с

ю о

S «

о E

со ^

T- ^

CO CO

ü w

iE 35

О tn

ются водолазами без использования подводных аппаратов. Для продолжительных, трудоемких работ на больших глубинах задействуются обитаемые или необитаемые подводные аппараты, которые могут быть оснащены гидромониторами, фрезами для разработки грунта. В публикации [12] описан положительный опыт эксплуатации обитаемой подводной камеры UWHC-1 (рис. 16) компании Veolia Environmental Services (Франция) для диагностических и ремонтных работ.

В исследовании [85] отмечен положительный опыт эксплуатации дистанционно управляемой системы ремонта переходов трубопроводов через морские преграды SIRCoS (рис. 17) компании Saipem-Sonsub (Италия). Система снабжена ремонтными компонентами (режущими инструментами, инструментами для удаления антикоррозионного и бетонного покрытия), запрессовочным устройством (трубомонтажный компонент), способна работать на глубинах до 2200 м, предназначена для труб диаметром до 1200 мм с толщиной стенки до 40 мм.

Рис. 16. Камера UWHC-1 компании Veolia Environmental Services (Франция) для ремонта подводных переходов трубопроводов [12]

Fig. 16. UWHC-1 camera of Veolia Environmental Services (France) for repair of underwater crossings of the pipeline [12]

Система может функционировать без присутствия водолазов, в том числе в неблагоприятных условиях (нулевая видимость, наклонное дно). Применение системы рекомендовано европейской нормативно-технической документацией в области подводного ремонта трубопроводов (Recommended Practice DNV RP-F113. Pipeline subsea repair; Offshore Standard DNV OS-F101. Submarine pipeline system).

Инженерами компании «ГеоЛайнПроект» и АО «ЦНИИ "Курс"» разработана электронная модель комплекса для ремонта подводных переходов [1], включающая три сегмента: комплекс средств управления и транспортирования, комплекс средств диагностического обследования и монтажа, ремонтный блок. При помощи специальных программных компонентов электронный макет был анимирован, что позволило наглядно представить процесс ремонта, отследить перемещения составных элементов комплекса в рабочей зоне. Практической ценностью электронной модели ремонтного комплекса является справочная информация по функционированию основных механизмов, их ограничениям, способов совершенствования, компоновке основных элементов комплекса на предполагаемой рабочей зоне (с ее индивидуальной топографией).

Не менее значимы в вопросах капитального ремонта подводных переходов технологии демонтажа существующих трубопроводов. В настоящее время на территории Российской Федерации действует стандарт ОСТ 153-39.4-027-200211 в отношении демонтажа линейной части магистральных нефтепроводов, пересекающих водные преграды протяженностью не более 25 м. Нормативно-техническая документация, регламентирующая демонтаж дюкеров водопровода, канализации, газопровода, а также нефтепроводов, пересекающих водные преграды

11 ОСТ 153-39.4-027-2002. Технология демонтажа линейной части магистральных нефтепроводов. URL: https:// files.stroymf.ru/Data2/1/4293804/4293804275.htm

Рис. 17. Дистанционно управляемая система ремонта переходов трубопроводов через морские преграды SIRCoS: a — изображение процесса резки трубы; b — изображение процесса удаления бетонного покрытия трубы [85] Fig. 17. Remote-controlled system for repairing pipeline crossings over sea barriers SIRCoS: a — image of the process of cutting the pipe; b — image of the process of removing the concrete coating of the pipe [85]

протяженностью более 25 м, отсутствует. Также отсутствует и сметно-нормативная база, определяющая стоимость работ по демонтажу (консервации) подводных переходов. В целом, согласно исследованию [86], полной замене подводные трубопроводы подлежат в том случае, если они отвечают хотя бы одному из приведенных критериев:

• наличие дефектов, устранение которых не может быть выполнено фрагментарно или с использованием временных ремонтных средств, либо перечисленные методы нецелесообразны с экономической точки зрения;

• несоответствие толщины стенки трубопровода расчетному значению, нормируемому СП 36.13330.201212;

• наличие провисов и оголений, устранить которые невозможно отсыпкой грунта.

Необходимость демонтажа подводных трубопроводов также может возникнуть в результате морального старения сети, изменения направления потока транспортируемой среды, изменения экономической политики (что особенно актуально в отношении газо- и нефтепроводов) [87]. Вполне рациональным решением в перечисленных случаях может стать повторное использование демонтированных труб (после проведения процедур ремонта и восстановления) на других объектах трубопроводного транспорта. Специалистами [87] разработана технологическая схема демонтажа подводных трубопроводов (нефти и газа) и ремонтно-восстанови-тельных работ в целях их повторного использования, включающая следующие этапы:

1) инспекция трубопровода (основной целью является определение расположения трубопровода, его технического состояния);

12 СП 36.13330.2012. Магистральные трубопроводы. URL: http://docs.cntd.ru/document/1200103173

2) расчистка трассы от обваловки и вскрытие трубопровода (трубопроводы, заглубленные под уровень дна водоема, освобождаются от окружающего их грунта методом вымывания; трубопроводы, проложенные по дну без заглубления, освобождаются от железобетонных утяжелителей и балластиро-вочных матов);

3) водолазное обследование и предупредительный ремонт (производится в целях выявления участков, на которых может произойти разрушение стенок трубы и, как следствие, утечка углеводородов; при обнаружении таких участков устанавливаются временные металлические муфты [88]);

4) очистка внутренних стенок трубопровода от транспортируемой среды (на данном этапе применяются скребки, поршни, оснащенные приборами контроля; очистка продолжается до тех пор, пока контрольный поршень после прохождения через трубопроводную сеть не будет иметь загрязнений на своем корпусе) [89];

5) демонтажно-подъемные работы (способ демонтажа и подъема выбирается исходя из параметров трубы — диаметр, длина, техническое состояние);

6) резка труб и укладка в штабеля (зависит от способа демонтажа, резка выполняется трубо-резными машинами на барже или на берегу);

7) транспортировка демонтированных труб (осуществляется с применением барж, буксировочных понтонов, наземного транспорта);

8) комплексное обследование труб (выполняется визуально-измерительный контроль, неразру-шающий контроль);

9) отбраковка труб (проводится в соответствии с требованиями ОСТ 153-39.4-027-200211; в отдельных случаях требуется дополнительное лабораторное исследование образцов труб; по результатам данного этапа определяется возможная об-

< п

8 8 iH

kK

G Г

0 С/з § С/3

1 2 У 1

J со

и-

^ I

n 0 o

3 (

о §

E w

§ 2

n 0

2 6

A CD

Г 6

t (

Cc §

ф )

f!

о

о» в

T

(Л У

с о !!

9090

2 2 О О 2 2

сч N о о

N N

оТсп ¡г <» и 3 > (Л с «

и «в <о щ

¡1

Ф <и

о ё

о

о о со < со

8 « ™ §

ОТ "

от Е

Е о

£ о

^ с

ю о

£ Ц

о Е

СП ^ т- ^

от от

«г?

О (О №

ласть повторного использования демонтированных труб);

10) производство ремонтно-восстановитель-ных работ (этап предполагает сварочные работы по устранению повреждений стенок труб, работы по восстановлению изоляции);

11) транспортировка восстановленных труб на новые объекты.

Повторное использование бывших в эксплуатации подводных труб является мерой защиты окружающей среды, имеет значительный ресурсосберегающий и, как результат, экономический эффект [90, 91].

Демонтаж подводных переходов нефтепроводов (пересекающих водные преграды протяженностью до 25 м) осуществляется согласно ОСТ 153-39.4-027-200211 в зависимости от способа прокладки трубопровода. Трубопроводы, проложенные траншейным методом, могут быть извлечены:

• способом протаскивания трубопровода по дну подводной траншеи;

• способом подъема трубопровода плавкраном на плавучую площадку.

Трубопроводы, проложенные тоннельным способом, демонтируются методом протаскивания (всего участка или отдельных плетей, полученных после нарезки сети на секции). Переходы нефтепроводов, проложенных методом наклонно-направленного бурения, не могут быть демонтированы ввиду большой глубины заложения труб. Патентом РФ [92] защищен способ демонтажа подводных трубопроводов без вскрытия грунта, отличающийся от аналогов простотой реализации, возможностью применения при любых видах грунтов, слагающих дно водного объекта. Кроме того, способ позволяет исключить деформацию извлекаемых труб, которые могут быть использованы повторно для строительства прочих объектов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ И ОБСУЖДЕНИЕ

В результате проведенного обзорного исследования способов и средств диагностики и ремонта подводных переходов трубопроводов можно сформулировать следующие выводы:

1. Подводные переходы трубопроводов относятся к одним из самых ответственных участков трубопроводных сетей, их строительство должно осуществляться под строгим контролем, поскольку последующее устранение ошибок является дорогостоящим мероприятием. Комплексная диагностика — неотъемлемый элемент процесса эксплуатации подводных переходов трубопроводов, способствующий увеличению срока их службы, предупреждению аварий, природоохранным мерам.

2. На сегодняшний день на территории РФ нормативно-техническая документация, регламентирующая процедуру комплексной диагностики подво-

дных водопроводных и канализационных дюкеров, отсутствует.

3. Порядок комплексной диагностики подводных газо- и нефтепроводов, а также ее отдельных видов работ, регламентируется актуальными стандартами и руководящими документами.

4. Комплексная диагностика подводных переходов трубопроводов может быть классифицирована на внешнюю и внутреннюю. Внешняя предполагает определение местоположения трубопровода, осмотр его поверхности (визуальный или с применением простых измерительных средств), приборное обследование поверхности трубопровода и изоляции, мониторинг русловых процессов. Внутренняя диагностика осуществляется посредством проникновения во внутреннее пространство трубопровода приборов и аппаратов с целью определения его технического состояния.

5. Обследование поверхности и внутреннего пространства подводных переходов трубопроводов выполняется неразрушающими методами контроля: магнитографическими, ультразвуковыми, электромагнитными, радиографическими.

6. Наибольшую применимость в вопросах обнаружения утечек из подводных переходов трубопроводов имеют следующие методы: оптические, акустические, химические, физические.

7. Последовательность внутритрубной диагностики подводных переходов газо- и нефтепроводов регламентируется отраслевой нормативно-технической документацией и включает следующие этапы: прочистка полости диагностируемого участка до заданной степени чистоты, пропуск снаряда-профилемера, пропуск снаряда-дефектоскопа, экспресс-анализ полученной информации, пропуск стресс-коррозионного снаряда, общий анализ диагностического обследования, подготовка отчета об обследовании.

8. В целях получения сведений о геоморфологических особенностях рельефа дна, геологии грунтов, местоположении дюкеров, размытых участках трубопроводной сети используется высокоточное оборудование: многолучевые и узколучевые эхолоты, гидроакустические (ультразвуковые) про-филографы, гидролокаторы бокового и кругового обзора, спутниковые навигационные системы. Выбор конкретного оборудования определяется глубиной заложения перехода, глубиной водного объекта и характеристикой грунтов, слагающих его дно. В отдельных случаях требуется одновременное использование нескольких видов оборудования.

9. Процедура комплексной диагностики подводных переходов трубопроводов через морские преграды отличается особой сложностью, поскольку гидроакустическая и электромагнитная аппаратуры в морской воде работают нестабильно ввиду высокой концентрации солей и наличия термокли-нов в водной толще. Широкое применение для об-

следования таких переходов находят подводные технические аппараты: необитаемые (автономные, буксируемые, привязные), самоходные обитаемые, нормобарические скафандры, глубоководные водолазные комплексы.

10. Мониторинг русловых процессов является неотъемлемым мероприятием на протяжении всего срока эксплуатации подводных переходов трубопроводов. Комплексная диагностика русловых процессов включает геодезические, гидрографические работы, анализ архивных данных для прогнозирования деформаций русла. Для автоматизированного моделирования и долгосрочного прогнозирования русловых процессов в настоящее время широко используется программное обеспечение российского и зарубежного производства.

11. В целом способы и средства диагностики подводных переходов трубопроводов определяются следующими параметрами: длиной перехода, пересекающего водную преграду; глубиной прокладки трубопроводной сети относительно поверхности воды; параметрами транспортируемой среды (давлением); материалом трубопровода; гидрологическими характеристиками водного объекта.

12. Работы по проведению ремонта (мелкого или капитального) подводных переходов газо-и нефтепроводов регламентируются отраслевыми стандартами организаций и руководящими документами. Отдельная нормативно-техническая документация в отношении ремонта подводных дюкеров водоснабжения и водоотведения не установлена в настоящее время на территории РФ.

13. Ремонт подводных переходов трубопроводов может осуществляться с привлечением водолазов и (или) специальной техники: стреловых и плавучих кранов, плавательных мастерских, погружных ремонтных комплексов (обитаемых и необитаемых), кессонов.

14. Процесс демонтажа подводных переходов нефтепроводов через водные преграды длиной до 25 м на территории РФ регламентируется отраслевым стандартом. Документация, регламентирующая демонтаж (консервацию) дюкеров водопроводов, канализации, газопроводов, а также нефтепроводов, пересекающих водные преграды протяженностью более 25 м, отсутствует.

15. Необходимость демонтажа подводных переходов трубопроводов может возникнуть в связи с окончанием расчетного срока эксплуатации системы, предусмотренного проектом; наличием дефектов трубопроводной сети, устранить которые фрагментарно невозможно или нерационально с точки зрения технико-экономического обоснования; моральным старением перехода; изменением направления транспортировки среды; изменением экономической политики.

16. Демонтаж подводных переходов, проложенных траншейным методом, осуществляется методом протаскивания трубопроводных плетей по дну водного объекта или подъема разрезанных труб плавкраном; демонтаж подводных переходов, проложенных тоннельным способом, проводится методом протаскивания трубопроводных плетей; переходы, проложенные методом наклонно-направленного бурения, чаще всего консервируют, поскольку глубина заложения и сложность геометрии таких труб не позволяет осуществить демонтаж.

17. В отдельных случаях может быть принято решение о повторном использовании демонтированных труб для строительства прочих (менее ответственных) трубопроводных систем, при этом технология процесса демонтажа имеет ряд существенных отличий. В целом повторное использование бывших в эксплуатации подводных трубопроводов имеет значительный ресурсосберегающий эффект.

< п

iH

kK

G Г

0 С/з § С/3

1 2 У 1

J со

и-

^ I

n ° o

з (

о §

ЛИТЕРАТУРА

1. Глушко Е.Ю., Деменко А.О. Электронный макет автоматизированного ремонтного комплекса для подводных переходов магистральных трубопроводов и визуализация его эксплуатационного применения // Проблемы развития корабельного вооружения и судового радиоэлектронного оборудования. 2017. № 1 (10). С. 10-19.

2. Abdallah M. Offshore Structures (Second Edition): Design, Construction and Maintenance. United Kingdom : Gulf Professional Publishing, 2020. 649 p. DOI: 10.1016/B978-0-12-816191-3.00003-1

3. Bai Yo., Bai Q. Subsea Engineering Handbook. Second Edition. United Kingdom : Gulf Professional Publishing, 2020. 940 p. DOI: 10.1016/B978-0-12-812622-6.00021-X

4. Li X., Chen G., Chang Yu., Xu C. Risk-based operation safety analysis during maintenance activities

of subsea pipelines // Process Safety and Environmental Protection. 2019. Vol. 122. Pp. 247-262. DOI: 10.1016/j. psep.2018.12.006

5. Yang Q., Sun M., He M., Yang Q. Evolution features of riverbeds near underwater crossing line pipes: An experimental study // Natural Gas Industry B. 2020. Vol. 7. Pp. 246-253. DOI: 10.1016/j.ngib.2019.10.006

6. Li X., Yang M., Chen G. An integrated framework for subsea pipelines safety analysis considering causation dependencies // Ocean Engineering. 2019. Vol. 183. Pp. 175-186. DOI: 10.1016/j.ocean-eng.2019.04.064

7. Sun Yu., Cao X., Liang F. Investigation on underwater spreading characteristics and migration law of oil leakage from damaged submarine pipelines // Process Safety and Environmental Protection. 2019. Vol. 127. Pp. 329-347. DOI: 10.1016/j.psep.2019.05.030

E w

§ 2

n 0

2 6

A CD

Г 6

t (

PT §

ф )

f!

. В

т

s

s У

с о !!

jo JO

О О 10 10

8. Zhu H., You J., Zhao H. Underwater spreading and surface drifting of oil spilled from a submarine pipeline under the combined action of wave and current // Applied Ocean Research. 2017. Vol. 64. Pp. 217-235. DOI: 10.1016/j.apor.2017.03.007

9. Zhang J., He H., Yang S. Plume dynamics and dispersion characteristics in oil horizontal release from damaged submarine pipeline // Chinese Journal of Chemical Engineering. 2020. Vol. 28. Pp. 1214-1224. DOI: 10.1016/j.cjche.2020.03.004

10. Могутин Ю.Б., Гусева О.А., Веселова А.В., Власьев М.В. Организация подводных сервисных работ на морских нефтегазовых месторождениях // Судостроение. 2017. № 3 (832). С. 25-31.

11. Chaturvedi S.K., Basu S., Banerjee S. Gimbal orientation study and assessment for the autonomous underwater vehicles // Journal of Ocean Engineering and Science. 2020. Vol. 5. Pp. 101-115. DOI: 10.1016/j. joes.2019.09.003

12. Могутин Ю.Б., Гусева О.А., Веселова А.В., Власьев М.В. Организация подводных сервисных работ на морских нефтегазовых месторождениях // Судостроение. 2017. № 4 (833). С. 27-33.

^ 13. Chen L., Arzaghi E., Mahdi M., Garaniya V.,

о о Abbassi R. Condition monitoring of subsea pipelines

C<1 C<1 considering stress observation and structural deterio-№ №

% ф ration // Journal of Loss Prevention in the Process In-

& ^ dustries. 2018. Vol. 51. Pp. 178-185. DOI: 10.1016/j.

3 " jlp.2017.12.006

14. Davis P., Brockhurst J. Subsea pipeline infra structure monitoring: A framework for technology re-IE з view and selection // Ocean Engineering. 2015. Vol. 104. H I Pp. 540-548. DOI: 10.1016/j.oceaneng.2015.04.025

— ^ 15. Bao Ch., Hao H., Lia Z. X. Integrated ARMA = £ model method for damage detection of subsea pipeline О .2 system // Engineering Structures. 2013. Vol. 48. g о Pp. 176-192. DOI: 10.1016/j.oceaneng.2015.04.025

CD <f

со -5 16. Zvirko O., Tsyrulnyk O., Nykyforchyn H.

° ro Non-destructive evaluation of operated pipeline steel

™ о state taking into account degradation stage // Procedia

$ | Structural Integrity 2020. Vol. 26. Pp. 219-224. DOI:

— t 10.1016/j.prostr.2020.06.025

£ <3 17. Bhadran V., Shukla A., Karki H. Non-contact

^ о flaw detection and condition monitoring of subsurface

CO —

g 2 metallic pipelines using magnetometric method // Ma-

^ 1 terials Today: Proceedings. 2020. Vol. 28. Pp. 860-864.

? Z DOI: 10.1016/j.matpr.2019.12.313

^ 18. Golikov N.I. Effect of Residual Stress on the

— J Destruction of Field Joints of Gas Pipelines Operating s* з in Conditions of the North // Procedia Structural In-tt W tegrity. 2019. Vol. 20. Pp. 161-166. DOI: 10.1016/j.

prostr.2019.12.133 | s£ 19. Ивлиев Е.А. Обнаружение, отслеживание

¡¡J -ц и обследование подводных трубопроводов и кабе-

щ ¡§ лей электромагнитными методами // Подводные исследования и робототехника. 2009. № 2 (8). С. 22-33.

20. Yang Q., Sun M., He M., Yang Q. Evolution features of riverbeds near underwater crossing line pipes: An experimental study // Natural Gas Industry B. 2020. Vol. 7. Pp. 246-253. DOI: 10.1016/j.ngib.2019.10.006

21. Патент № 2499951 РФ. Способ обнаружения слабоинтенсивных утечек из подводных нефтепроводов мобильным подводным измерительным комплексом / Горбацкий В.В., Иванов В.Г., Литвин А.Д., Скопин Н.А.; заявл. № 2011138735/06 от 22.09.2011; опубл. 27.11.2013. Бюл. № 33. 6 с.

22. Verde C., Molina L., Carrera R. Practical Issues of Leaks Diagnosis in Pipelines // IFAC Proceedings Volumes. 2011. Vol. 44. Issue 1. Pp. 1233712342. DOI: 10.3182/20110828-6-IT-1002.01688

23. Mahmutoglu Y., TurkK. Positioning of leakages in underwater natural gas pipelines for time-varying multipath environment // Ocean Engineering. 2020. Vol. 207. P. 107454. DOI: 10.1016/j.oceaneng.2020.107454

24. Lu H., Iseley T., Behbahani S., Fu L. Leakage detection techniques for oil and gas pipelines: State-of-the-art // Tunnelling and Underground Space Technology. 2020. Vol. 98. P. 103249. DOI: 10.1016/j. tust.2019.103249

25. Халлыев Н.Х. Капитальный ремонт линейной части магистральных газонефтепроводов: учебное пособие. М. : Макс Пресс, 2011. 448 с.

26. Мариненко Е.Е. Газоснабжение: учебное пособие. Волгоград : ВолгГАСУ, 2008. 222 с.

27. Пашилов М.В. Мероприятия по обеспечению безопасной эксплуатации морского подводного трубопровода Варандейского нефтеотгрузочного терминала // Новая наука: современное состояние и пути развития. 2015. № 5. С. 155-158.

28. Гайдукевич С.В., Никоненко А.Д., Шала-гин В.Н. Техническое обслуживание речных и морских переходов трубопроводов ОАО «Газпром». Анализ состояния и предложения по развитию // Территория НЕФТЕГАЗ. 2013. № 11. С. 86-91.

29. Патент № 2611560 РФ. Способ оценки технического состояния подводных коммуникаций и устройство для его реализации / Гайдукевич С.В., Мамонтов Ю.М., Симонов А.В., Никоненко А.Д., Цветков Ю.В., Шалагин В.Н.; заявл. № 2015131705 от 30.07.2015; опубл. 28.02.2017. Бюл. № 7. 16 с.

30. Валышков И.Л. «Wavemaker» — длинноволновая ультразвуковая система для диагностики и мониторинга трубопроводов // Экспозиция Нефть Газ. 2015. № 5 (44). С. 81-83.

31. Патент № 2019617183 РФ. Программа для ЭВМ. Информационная система «Учет и анализ технического состояния подводных переходов трубопроводов «Дюкер 2.0»: заявл. № 2019617183 от 18.04.2019; опубл. 04.06.2019. Бюл. № 6. 1 с.

32. Кудряшов С.П., Гайдукевич С.В. Диагностика подводных переходов магистральных газопроводов ПАО «Газпром» // Газовая промышленность. 2018. № S3 (778). С. 88-89.

33. Атрощенко А.А., Жуков Г.Д., Жуков И.Г. Диагностика и защита подводных переходов магистральных трубопроводов от размыва // Территория НЕФТЕГАЗ. 2013. № 11. С. 94-95.

34. Султанов Р.Г., Мустафин Ф.М., Мугал-лимов Ф.М., Ишмуратов Т.А., Каримов Л.З. Метод определения места утечки подводного трубопровода с футляром и места негерметичности футляра // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 4 (106). С. 93-101.

35. Wang B., Scott A., Socolofsky C., Adams E., BoufadelM.C. Behavior and dynamics of bubble breakup in gas pipeline leaks and accidental subsea oil well blowouts // Marine Pollution Bulletin. 2018. Vol. 131. Part A. Pp. 72-86. DOI: 10.1016/j.marpolbul.2018.03.053

36. Chen Q., XingX., Jin C., Zuo L., Wu J., Wang W. A novel method for transient leakage flow rate calculation of gas transmission pipelines // Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2020. Vol. 77. Pp. 103261. DOI: 10.1016/j.jngse.2020.103261

37. Патент № 2560728 РФ. Устройство для защиты водной среды от загрязнений, возникающих в результате утечек перекачиваемого продукта нефтяного происхождения из подводного трубопровода / Паутов В.И.; заявл. № 20141309/13 от 25.07.2014; опубл. 20.08.2015. Бюл. № 23. 23 с.

38. Патент № 2511873 РФ. Способ определения координат места порыва подводного трубопровода / Каримов М.Ф., Каримова Р.М., Лобанов А., и др.; заявл. № 2012148235/06 от 12.11.2012; опубл. 10.04.2014. Бюл. № 10. 21 с.

39. Wang P., Chi C., Jiyuan L., Huang H. Improving performance of three-dimensional imaging sonars through deconvolution // Applied Acoustics. 2021. Vol. 175. P. 107812. DOI: 10.1016/j.apacoust. 2020.107812

40. Tang Z., Lu J., Wang Z., Ma G. Three dimensional height information reconstruction based on mobile active sonar detection // Applied Acoustics. 2020. Vol. 169. Pp. 107459. DOI: 10.1016/j.apa-coust.2020.107459

41. Joe H., Kim J., Yu S.-Ch. Sensor Fusion-based 3D Reconstruction by Two Sonar Devices for Seabed Mapping // IFAC-PapersOnLine. 2019. Vol. 52. Issue 21. Pp. 169-174. DOI: 10.1016/j.ifacol.2019.12.302

42. Tikhonova S.A., Kapitonova T.A., Struch-kova G.P. Safety assessment of oil and gas pipelines using satellite information // Procedia Structural Integrity. 2019. Vol. 20. Pp. 230-235. DOI: 10.1016/j. prostr.2019.12.144

43. Методика и технические средства приборного геофизического обследования подводных переходов трубопроводов // Группа Сервисных Предприятий «МОРИНЖГЕОЛОГИЯ». Член Российского Союза Нефтегазостроителей. URL: http:// www.morinzhgeologia.ru/download/Obsl_podvodn_ perehodov.pdf

44. Крапивский Е.И., Пахотин П.А. Обоснование технологий дистанционного электромагнитного диагностирования подводных переходов нефте-и газопроводов // Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал). 2013. № 5. С. 260-264.

45. Титова Ю.С., Мирошниченко Т.А., Тайлен-кунова А.С., Кудрешов Н.Н. Диагностика состояния магистральных газопроводов, проходящих через водные преграды // Вестник научных конференций. 2019. № 4-2 (44). С. 110-115.

46. Дмитриевский Н.Н., Никифоров С.Л., Ананьев Р.А. Опыт акустического зондирования трасс подводных газопроводов в акваториях морей и руслах рек // Прикладные технологии гидроакустики и гидрофизики: тр. Всерос. конф. М., 2016. № 13. С. 262-264.

47. Буссугу У.Д. Проблемы создания подводных систем контроля за состоянием морских трубопроводов // Вестник науки и образования. 2019. № 2-2 (56). С. 93-100.

48. Alnaim F., Ziauddin M. Wax deposition and prediction in petroleum pipelines // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2020. Vol. 184. Pp. 106385. DOI: 10.1016/j.petrol.2019.106385

49. Патент № 165236 РФ. Мобильная камера пуска/приема средств очистки и диагностики для трубопроводов / Яшин С.А., Ярыжнов А.А., Мор-шинин В.В.; заявл. № 2016102275/05 от 25.01.2016; опубл. 10.10.2016. Бюл. №3. 3 с.

50. Дворников К.А., Михеев А.С., Кисарев В.Ю. Подходы к созданию подводных систем очистки и диагностики трубопроводов // Проблемы развития корабельного вооружения и судового радиоэлектронного оборудования. 2018. № 1 (18). С. 31-36.

51. Борисовский Д.В., Козлов Д.Н., Серегина С.А. К вопросу разработки средств автоматизированного оперативного ремонта подводных трубопроводов для доставки углеводородного сырья // Проблемы развития корабельного вооружения и судового радиоэлектронного оборудования. 2017. № 2 (11). С. 13-18.

52. Никоненко А.Д. Особенности технического обслуживания подводных переходов. Безопасность труда в промышленности // Безопасность труда в строительстве. 2012. № 12. С. 31-36.

53. Zhen X., Vinnem J.E., Han Y., Peng C., Yang X., Huang Y. New risk control mechanism for innovative deepwater artificial seabed system through online risk monitoring system // Applied Ocean Research. 2020. Vol. 95. P. 102054. DOI: 10.1016/j. apor.2020.102054

54. Zhang H., Zhang S., Wang Y., Liu Yu., Yang Y., Zhou T. et al. Subsea pipeline leak inspection by autonomous underwater vehicle // Applied Ocean Research. 2021.Vol. 107. Pp. 102321. DOI: 10.1016/j. apor.2020.102321

< П

i H

kK

G Г

S 2

o n

l 2 У 1

J to

u-I

n

2 3 o

=! ( n

u

n 2

n 0

2 6

A CD

Г 6 t ( an

ф )

!!

о в

T

s у

с о !!

22 о о 10 10

N N О О N N

СП СП К (V U 3 > (Л С И

аа «в

«о ф

I

ф ф

о 2

о

о о со < со

8 « Si §

от " от IE

Е О

CL о

^ с

ю о

S «

о Е

СП ^ т- ^

от от

"S

55. Меркулов В.И. Основные направления и перспективы развития подводных робототехниче-ских систем, применяемых в арктической зоне РФ // Комплексные исследования Арктики: сб. науч. тр. Междунар. симпозиума. СПб., 2017. С. 16-28.

56. Катышева М.В. Электромагнитное обследование подводных трубопроводов и кабелей подводным аппаратом // Интеллектуальный потенциал XXI века: ступени познания. 2014. № 25. С. 125-129.

57. Бородавкин П.П. Морские нефтегазовые сооружения. Часть 2. Технология строительства. М. : Недра, 2007. 408 с.

58. Mirzaee-Sisan A., Wu G. Residual stress in pipeline girth welds- A review of recent data and modelling // International Journal of Pressure Vessels and Piping. 2019. Vol. 169. Pp. 142-152. DOI: 10.1016/j. ijpvp.2018.12.004

59. Correa S.C.A., Souza E.M., Oliveira F., Sil-vaX., Lopes R.T., Marinho C. et al. Assessment of weld thickness loss in offshore pipelines using computed radiography and computational modeling // Applied Radiation and Isotopes. 2009. Vol. 67. Issue 10. Pp. 18241828. DOI: 10.1016/j.apradiso.2009.05.015

60. Cheng A., Chen N.Z. An extended engineering critical assessment for corrosion fatigue of sub-sea pipeline steels // Engineering Failure Analysis. 2018. Vol. 84. Pp. 262-275. DOI: 10.1016/j.engfaila-nal.2017.11.012

61. Danna M.R., Huyseb L. The effect of inspection sizing uncertainty on the maximum corrosion growth in pipelines // Structural Safety. 2018. Vol. 70. Pp. 71-81. DOI: 10.1016/j.strusafe.2017.10.005

62. Mirzaee-Sisan A., Wu G. Residual stress in pipeline girth welds- A review of recent data and modelling // International Journal of Pressure Vessels and Piping. 2019. Vol. 169. Pp. 142-152. DOI: 10.1016/j. ijpvp.2018.12.004

63. Атрощенко А.А., Жуков Г.Д., Жуков И.Г. Диагностика и защита подводных переходов магистральных трубопроводов от размыва // Территория НЕФТЕГАЗ. 2013. № 11. С. 94-95.

64. Воронов Ю.В., Яковлев С.В. Водоотведение и очистка сточных вод: учебник для вузов. М. : Издательство Ассоциации строительных вузов, 2006. 704 с.

65. Пряхин В.Н., Ильинич О.В. Вероятностная оценка аварийной ситуации на подводных переходах газопроводов через реки // Мелиорация и водное хозяйство. 2012. № 6. С. 36-38.

66. Патент № 2017660266 РФ. Программный комплекс для расчета течений, деформаций дна и переноса загрязнений в открытых потоках: заявл. № 2017617252 от 21.07.2017; опубл. 20.09.2017. 1 с.

67. Груздевa В.А., Устинов А.Ю., Сабайда Е.А. Определение допустимой величины перекрытия живого сечения водотока при ремонте участков трубопроводов с ненормативной глубиной залегания //

Наука и технология трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 5. С. 530-537.

68. Позынич К.П., Эунап Р.А., Позынич Е.К. Механизация ремонтных и сервисных работ на подводных переходах трубопроводов, закрепленных утяжелителями // Инновационное развитие: потенциал науки и современного образования: монография. Пенза : Наука и просвещение, 2019. С. 165-188.

69. Ионин А.А., Жила В.А., Артихович В.В., ПшоникМ.Г. Газоснабжение: учебник для студентов вузов. М. : Изд-во АСВ, 2013. 472 с.

70. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела: учебник для вузов. Уфа : ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2005. 528 с.

71. Хаустов Ю.А., Гецкин О.Б., Вышемир-ский Е.М., Полосков С.И. Оборудование и технологии механизированной сварки в мини-кессоне для ремонта подводных переходов магистральных трубопроводов // Сварка и диагностика. 2013. № 2. С. 52-57.

72. Паршин С.Г., Левченко А.М., Майстро А.С., Антипов И.С., Карпов В.М. Исследование порошковых проволок и сварных соединений при подводной механизированной сварке в водной среде // Сварка и диагностика. 2015. № 3. С. 49-54.

73. Barnabas S.G., Rajakarunakaran S., Pan-dian G.S., Buhari A.M.I., Muralidharan V. Review on enhancement techniques necessary for the improvement of underwater welding // Materials Today: Proceedings Available. 2020. DOI: 10.1016/j.matpr.2020.03.725

74. Chen H., Guo N., Huang L., Zhang X., Feng J., Wang G. Effects of arc bubble behaviors and characteristics on droplet transfer in underwater wet welding using in-situ imaging method // Materials & Design. 2019. Vol. 170. P. 107696. DOI: 10.1016/j.mat-des.2019.107696

75. Горынин И.В., Орыщенко А.С., Малышев-скийВ.А., БрусницынЮ.Д., КалинниковВ.Т., Николаев А.И. Гидроксильные группы в сварочных материалах, источники, последствия и предотвращение // Пе-траньевские чтения. «Сварочные материалы - 2015» : сб. докл. III Санкт-Петербургской Междунар. науч.-техн. конференции, Санкт-Петербург, 2015. С. 15-21.

76. Патон Б.Е., Лебедев В.А., Максимов С.Ю., Полосков С.И. Совершенствование оборудования для подводной механизированной и автоматизированной сварки и резки порошковой проволокой // Сварка и диагностика. 2011. № 5. С. 54-59.

77. Владимиров А.В., Хабузов В.А., Лебедев В.А. и др. Универсальный источник питания для дуговой сварки и плазменной резки // Автоматическая сварка. 2011. № 1. С. 41-46.

78. Surojo E., Syah Putri E.D., Budiana E.P. Recent Developments on Underwater Welding of Metallic Material // Procedia Structural Integrity. 2020. Vol. 27. Pp. 14-21. DOI: 10.1016/j.prostr.2020.07.003

79. Ramirez Luna L.E., Queiroz Bracarense A., Pereira Pessoa E. C., Costa P.S., Guerrero G.A., Sa-

las Reyes A.E. Effect of the welding angle on the porosity of underwater wet welds performed in overhead position at different simulated depths // Journal of Materials Processing Technology. 2021. P. 117114. DOI: 10.1016/jjmatprotec.2021.117114

80. Попов А.Ю. Эффективность методов ремонта подводных переходов магистральных газопроводов // Территория НЕФТЕГАЗ. 2012. № 8. С. 64-67.

81. Сим А.Д., Жарков Н.С. Анализ методов ремонта подводного перехода магистрального нефтепровода с применением современных технологий и решений // Дальний Восток: проблемы развития архитектурно-строительного комплекса. 2019. Т. 1. № 1. С. 349-354.

82. Маскаленко С.С., Сим А.Д. Анализ напряженного состояния кессона при ремонте дюкера // Дальний Восток: проблемы развития архитектурно-строительного комплекса. 2019. Т. 1. № 3. С. 75-79.

83. Патент № 2481438 РФ. Подводный комплекс для ремонта подводных трубопроводов / Селиверстов С.М., Сосновский С.В., Смирнов А.М., Сево-стьянов С.П.; заявл. № 2011112972/03 от 05.04.2011; опубл. 10.05.2013. Бюл. № 13. 11 с.

84. Аммосов А.П., Яковлев Ю.А., Корнилова З.Г. Прогноз длительной прочности сварных соединений стыков труб дюкера ППМН ВСТО-1 через р. Лена // Наука и образование. 2017. № 1 (85). С. 81-87.

85. Фаббри С., Каваллини Ф., Джоло Р., Спи-нелли К.М. Система SIRCoS: ремонт трубопроводов на глубинах ниже уровня погружения водолазов // Научно-технический сборник: вести газовой науки. 2015. № 2 (22). С. 82-91.

Поступила в редакцию 29 марта 2021 г. Принята в доработанном виде 1 сентября 2021 г. Одобрена для публикации 22 сентября 2021 г.

Об авторе: Юлия Александровна Рыльцева — кандидат технических наук, преподаватель кафедры водоснабжения и водоотведения; Национальный исследовательский Московский государственный строительный университет (НИУ МГСУ); 129337, г. Москва, Ярославское шоссе, д. 26; SPIN-код: 4138-6634, Scopus: 57214228101, ORCID: 0000-0002-1315-6907; yuliya.ryltseva@mail.ru.

REFERENCES

86. Вафин Д.Р., Шаталов Д.А., Шаманин А.П. Критерии выбора технологии демонтажа подводных переходов магистральных трубопроводов // Наука и техника в газовой промышленности. 2019. № 3 (79). С. 70-77.

87. МиртизаевМ.Ю., Халлыев Н.Х., Гумеров А.К. Методология повышения эффективности производства ремонтно-строительных работ подводных промысловых трубопроводов, бывших в эксплуатации // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 2 (104). С. 74-83.

88. Патент № 2287105 РФ. Муфта для ремонта подводного трубопровода / Пасхин В.В., Воронин В.Н. и др.; заявл. № 2004138695/06 от 29.12.2004; опубл. 10.11.2006. Бюл. № 31. 12 с.

89. Syed M.M., Lemma T.A., Vandrangi S.K., Ofei T.N. Recent developments in model-based fault détection and diagnostics of gas pipelines under transient conditions // Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2020. Vol. 83. P. 103550. DOI: 10.1016/j.jngse.2020.103550

90. Матризаев М.Ю. Управление качеством строительно-монтажных работ при строительстве морских трубопроводов на мелководье // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 3 (101). С. 135-139.

91. Рудаченко А.В., Чухарева Н.В., Жилин А.В. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: учебное пособие. Томск : Издательство ТПУ, 2008. 238 с.

92. Патент № 2565118 РФ. Способ демонтажа магистрального трубопровода / Валеев А.Х., Фоменко Н.М.; заявл. № 2014104073/06 от 05.02.2014; опубл. 20.10.2015. Бюл. № 29. 9 с.

1. Glushko E.Yu., Demchenko A.O. Electronic layout of an automated repair complex for underwater crossings of main pipelines and visualization of its operational application. Problems of development of ship armament and ship radio-electronic equipment. 2017; 1(10):10-19. (rus.).

2. Abdallah M. Offshore Structures (Second Edition): Design, Construction and Maintenance. United Kingdom, Gulf Professional Publishing, 2020; 649. DOI: 10.1016/B978-0-12-816191-3.00003-1

3. Bai Yo., Bai Q. Subsea Engineering Handbook. Second Edition. United Kingdom, Gulf Professional Publishing, 2020; 940. DOI: 10.1016/B978-0-12-812622-6.00021-X

4. Li X., Chen G., Chang Yu., Xu C. Risk-based operation safety analysis during maintenance activities of sub-sea pipelines. Process Safety and Environmental Protection. 2019; 122:247-262. DOI: 10.1016/j.psep.2018.12.006

5. Yang Q., Sun M., He M., Yang Q. Evolution features of riverbeds near underwater crossing line

< n i H

kK

G Г

S 2

0 С/з § С/3

1 S

y 1

J со

u-

^ I

n °

S 3 o

zs ( о §

§ 2 n g

S 66

A CD

Г 6 t ( an

SS )

ii

о о» в

T

s

s У с о <D *

M 2 О О 10 10

pipes: An experimental study. Natural Gas Industry B. 2020; 7:246-253. DOI: 10.1016/j.ngib.2019.10.006

6. Li X., Yang M., Chen G. An integrated framework for subsea pipelines safety analysis considering causation dependencies. Ocean Engineering. 2019; 183:175-186. DOI: 10.1016/j.oceaneng.2019.04.064

7. Sun Yu., Cao X., Liang F. Investigation on underwater spreading characteristics and migration law of oil leakage from damaged submarine pipelines. Process Safety and Environmental Protection. 2019; 127:329-347. DOI: 10.1016/j.psep.2019.05.030

8. Zhu H., You J., Zhao H. Underwater spreading and surface drifting of oil spilled from a submarine pipeline under the combined action of wave and current. Applied Ocean Research. 2017; 64:217-235. DOI: 10.1016/j.apor.2017.03.007

9. Zhang J., He H., Yang S. Plume dynamics and dispersion characteristics in oil horizontal release from damaged submarine pipeline. Chinese Journal of Chemical Engineering. 2020; 28:1214-1224. DOI: 10.1016/j.cjche.2020.03.004

10. Mogutin Yu.B., Guseva O.A., Veselova A.V., Vlasyev M.V. Organization of underwater service operations at sea oil and gas fields. Shipbuilding. 2017;

nn 3(832):25-31. (rus.).

11. Chaturvedi S.K., Basu S., Banerjee S. Gimen oT bal orientation study and assessment for the autono-o  mous underwater vehicles. Journal of Ocean Enginee-c jn ring and Science. 2020; 5:101-115. DOI: 10.1016/j. ¿g ^ joes.2019.09.003

yj ^ 12. Mogutin Yu.B., Guseva O.A., Veselova A.V.,

^ £ Vlasyev M.V. Organization of underwater service opeo J rations at sea oil and gas fields. Shipbuilding. 2017;

> 4(833):27-33. (rus.). ^ £ 13. Chen L., Arzaghi E., Mahdi M., Garaniya V.,

g Abbassi R. Condition monitoring of subsea pipelines ^ — considering stress observation and structural deteriora-§ ^ tion. Journal of Loss Prevention in the Process Indus-4 tries. 2018; 51:178-185. DOI: 10.1016/j.jlp.2017.12.006 8 ™ 14. Davis P., Brockhurst J. Subsea pipeline infra-

z structure monitoring: A framework for technology re-ot E view and selection. Ocean Engineering. 2015; 104:540-~ | 548. DOI: 10.1016/j.oceaneng.2015.04.025 £ ^ 15. Bao C., Hao H., Lia Z.X. Integrated ARMA

g ° model method for damage detection of subsea pipeline o E system. Engineering Structures. 2013; 48:176-192. & o DOI: 10.1016/j.oceaneng.2015.04.025

O)

•<- 16. Zvirko O., Tsyrulnyk O., Nykyforchyn H.

y -£Z

co "5= Non-destructive evaluation of operated pipeline steel

CO ^

— 2 state taking into account degradation stage. Procedia

* Structural Integrity. 2020; 26:219-224. DOI: 10.1016/j.

" g prostr.2020.06.025

EE 17. Bhadran V., Shukla A., Karki H. Non-contact

| s£ flaw detection and condition monitoring of subsurface

¡3 -J metallic pipelines using magnetometric method. Ma-

£ £ terials Today: Proceedings. 2020; 28:860-864. DOI: 10.1016/j.matpr.2019.12.313

18. Golikov N.I. Effect of Residual Stress on the Destruction of Field Joints of Gas Pipelines Operating in Conditions of the North. Procedia Structural Integrity. 2019; 20:161-166. DOI: 10.1016/j.prostr.2019.12.133

19. Ivliev E. A. Detection, tracking and inspection of underwater pipelines and cables by electromagnetic methods. Underwater research and robotics. 2009; 2(8):22-33. (rus.).

20. Yang Q., Sun M., He M., Yang Q. Evolution features of riverbeds near underwater crossing line pipes: An experimental study. Natural Gas Industry B. 2020; 7:246-253. DOI: 10.1016/j.ngib.2019.10.006

21. Patent No. 2499951 RU. Detection method of low-intense leaks from underwater oil lines by means of mobile underwater measuring complex / Gor-batskij V.V., Ivanov V.G., Litvin A.D., Skopin N.A.; application No. 2011138735/06 22.09.2011; Publ. 27.11.2013. Bul. No. 33; 6. (rus.).

22. Verde C., Molina L., Carrera R. Practical Issues of Leaks Diagnosis in Pipelines. IFAC Proceedings Volumes. 2011; 44(1):12337-12342. DOI: 10.3182/20110828-6-IT-1002.01688

23. Mahmutoglu Y., Turk K. Positioning of leakages in underwater natural gas pipelines for time-varying multipath environment. Ocean Engineering. 2020; 207:107454. DOI: 10.1016/j.oceaneng.2020.107454

24. Lu H., Iseley T., Behbahani S., Fu L. Leakage detection techniques for oil and gas pipelines: State-of-the-art. Tunnelling and Underground Space Technology. 2020; 98:103249. DOI: 10.1016/j.tust.2019.103249

25. Hallyev N.H. Overhaul of the linear part of the main gas and oil pipelines. Moscow, Maks Press, 2011; 448. (rus.).

26. Marinenko E.E. Gas supply. Volgograd, VolgGASU, 2008; 222. (rus.).

27. Pashilov M.V. Activities to ensure the safe use safe service of an underwater marine pipeline Varandey Oil loading terminal. New Science: the current condition and ways of development. 2015; 5:155-158. (rus.).

28. Gajdukevich S.V., Nikonenko A.D., Sha-lagin V.N. Maintenance service of river and sea crossings of Gazprom pipelines. Analysis of situation and development. The territory of NEFTEGAZ. 2013; 11:86-91. (rus.).

29. Patent No. 2611560 RU. Method of evaluating technical state of underwater communications and device therefor / Gaidukevich S.V., Mamontov Yu.M., Simonov A.V., Nikonenko A.D., Tsvetkov Yu.V., Sha-lagin V.N.; application No. 2015131705 30.07.2015; publ. 28.02.2017. Bul. No. 7. 16 p. (rus.).

30. Valyshkov I. L. "Wavemaker" — long-wave ultrasonic system for diagnostics and monitoring of pipelines. Exposition Neft Gaz. 2015; 5(44):81-83. (rus.).

31. Patent No. 2019617183 RU. Computer program. Information system «Accounting and analysis of the technical condition of underwater crossings

of pipelines «Duker 2.0»; application No. 2019617183 18.04.2019; publ. 04.06.2019. Bul. No. 6; 1. (rus.).

32. Kudryashov S.P., Gaidukevich S.V. Diagnostics of underwater transitions of the main gas pipelines of Gazprom. Gas industry. 2018; S3(778):88-89. (rus.).

33. Atroschenko A.A., Zhukov G.D., Zhukov I.G. Diagnostics and protection of underwater crossings of main pipelines from erosion. The territory of NEFTEGAZ. 2013; 11:94-95. (rus.).

34. Sultanov R. G., Mustafin F. M., Mugallimov F. M., Ishmuratov T. A., Karimov L. Z. Method for detecting the location of a leak in an underwater pipeline with a case and the location of a leak in the case. Problems of collection, preparation and transport of oil and petroleum products. 2016; 4(106):93-101. (rus.).

35. Wang B., Scott A., Socolofsky C., Adams E., Boufadel M.C. Behavior and dynamics of bubble breakup in gas pipeline leaks and accidental subsea oil well blowouts. Marine Pollution Bulletin. 2018; 131(Part A):72-86. DOI: 10.1016/j.marpolbul.2018.03.053

36. Chen Q., Xing X., Jin C., Zuo L., Wu J., Wang W. A novel method for transient leakage flow rate calculation of gas transmission pipelines. Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2020; 77:103261. DOI: 10.1016/jjngse.2020.103261

37. Patent No. 2560728 RU. Device for protecting the aquatic environment from pollution resulting from leaks of the pumped petroleum product ofpetroleum origin from the underwater pipeline / Pautov V.I.; application No. 20141309/13 25.07.2014; publ. 20.08.2015. Bul. No. 23; 23. (rus.).

38. Patent No. 2511873 RU. Method for determining the place of damage of an underwater pipeline / Karimov M.F., Karimova R.M., Lobanov A.N. et al.; application No. 2012148235/06 12.11.2012; publ. 10.04.2014. Bul. No. 10; 21. (rus.).

39. Wang P., Chi C., Jiyuan L., Huang H. Improving performance of three-dimensional imaging sonars through deconvolution. Applied Acoustics. 2021; 175:107812. DOI: 10.1016/j.apacoust.2020.107812

40. Tang Z., Lu J., Wang Z., Ma G. Three dimensional height information reconstruction based on mobile active sonar detection. Applied Acoustics. 2020; 169:107459. DOI: 10.1016/j.apacoust.2020.107459

41. Joe H., Kim J., Yu S.-Ch. Sensor Fusion-based 3D Reconstruction by Two Sonar Devices for Seabed Mapping. IFAC-PapersOnLine. 2019; 52(21):169-174. DOI: 10.1016/j.ifacol.2019.12.302

42. Tikhonova S.A., Kapitonova T.A., Struchko-va G.P. Safety assessment of oil and gas pipelines using satellite information. Procedia Structural Integrity. 2019; 20:230-235. DOI: 10.1016/j.prostr.2019.12.144

43. Methodology and technical means of the instrument geophysical survey of underwater pipeline crossings. Group of Service Enterprises "MORINZHGEO-LOGIA". Member of the Russian Union of Oil and Gas

Builders. URL: http://www.morinzhgeologia.ru/down-loadObsl_podvodn_perehodov.pdf (rus.).

44. Krapivskiy E.I., Pakhotin P.A. Substantiation of technologies for remote electromagnetic diagnostics of underwater transitions of oil and gas pipelines. Mountain information and analytical bulletin. 2013; 5:260264. (rus.).

45. Titova YU.S., Miroshnichenko T.A., Tajlenku-nova A.S., Kudreshov N.N. Diagnostics of the condition of main gas pipelines passing through water barriers. Bulletin of scientific conferences. 2019; 4-2(44): 110115. (rus.).

46. Dmitrevskiy N.N., Nikiforov S.L., Anani-ev R.A., Levchenko O.V., Meluzov A.A. Experience of acoustic sounding of underwater gas pipeline routes in the waters of the seas and rivers. Applied Technologies of Hydroacoustics and Hydrophysics: Proceedings of the All-Russian Conference. Moscow, 2016; 13:262264. (rus.).

47. Bussugu U.D. Problems of creating underwater systems for monitoring the condition of marine pipelines. Bulletin of Science and Education. 2019; 2-2(56):93-100.

48. Alnaim F., Ziauddin M. Wax deposition and prediction in petroleum pipelines. Journal of Petroleum Science and Engineering. 2020; 184:106385. DOI: 10.1016/j.petrol.2019.106385

49. Patent No.165236 RU. Mobile camera for starting / receiving cleaning and diagnostic tools for pipeline diagnostics / Yashin S.A., Yaryzhnov A.A., Morshinin V.V.; application No. 2016102275/05 25.01.2016; publ. 10.10.2016. Bul. No. 3; 3. (rus.).

50. Dvornikov K.A., Miheev A.S., Kisarev V.Yu. Approaches to the creation of underwater systems for cleaning and diagnostics of pipelines. Problems of development of ship armament and ship radio-electronic equipment. 2018; 1(18):31-36. (rus.).

51. Borisovskij D.V., Kozlov D.N., Seregina S.A. On the issue of developing means of automated operational repair of underwater pipelines for the delivery of hydrocarbon raw materials. Problems of development of ship armament and ship radio-electronic equipment. 2017; 2(11):13-18. (rus.).

52. Nikonenko A.D. Features of maintenance of underwater crossings. Labor safety in industry. Labor safety in construction. 2012; 12:31-36. (rus.).

53. Zhen X., Vinnem J.E., Han Y., Peng C., Yang X., Huang Y. New risk control mechanism for innovative deepwater artificial seabed system through online risk monitoring system. Applied Ocean Research. 2020; 95:102054. DOI: 10.1016/j.apor.2020.102054

54. Zhang H., Zhang S., Wang Y., Liu Yu., Yang Y., Zhou T. et al. Subsea pipeline leak inspection by autonomous underwater vehicle. Applied Ocean Research. 2021; 107:102321. DOI: 10.1016/j. apor.2020.102321

< П

iH

kK

G Г

0 CO § CO

1 S

У 1

J to

^ I

n °

S> 3 o

zs (

о §

E w

§ 2

n 0

S 6

A CD

Г 6

t (

PT §

SS )

f!

о о в

T

(Л у

с о !!

2 2 О О 2 2

55. Merkulov V.I. Main directions and perspectives of development of underwater robotic systems used in the Arctic zone of the Russian Federation. Complex research of the Arctic: collection of scientific papers of the International Symposium. St. Petersburg, 2017; 16-28. (rus.).

56. Katysheva M.V. Electromagnetic inspection of underwater pipelines and cables by an underwater device. Intellectual potential of the XXI century: stages of knowledge. 2014; 25:125-129. (rus.).

57. Borodavkin P.P. Marine oil and gas facilities. Part 2. Technology of construction. Moscow, Nedra, 2007; 408. (rus.).

58. Mirzaee-Sisan A., Wu G. Residual stress in pipeline girth welds- A review of recent data and modelling. International Journal of Pressure Vessels and Piping. 2019; 169:142-152. DOI: 10.1016/j. ijpvp.2018.12.004

59. Correa S.C.A., Souza E.M., Oliveira F., Silva X., Lopes R.T., Marinho C. et al. Assessment of weld thickness loss in offshore pipelines using computed radiography and computational modeling. Applied Radiation and Isotopes. 2009; 67(10):1824-1828. DOI: 10.1016/j.apradiso.2009.05.015

60. Cheng A., Chen N.Z. An extended engineering

3 3 critical assessment for corrosion fatigue of subsea pipe-en en line steels. Engineering Failure Analysis. 2018; 84:262-g § 275. DOI: 10.1016/j.engfailanal.2017.11.012

61. Danna M.R., Huyseb L. The effect of inspec-¿q „j tion sizing uncertainty on the maximum corrosion uj growth in pipelines. Structural Safety. 2018; 70:71-81.

E DOI: 10.1016/j.strusafe.2017.10.005

0 [; 62. Mirzaee-Sisan A., Wu G. Residual stress . "> in pipeline girth welds- A review of recent data and £ £ modelling. International Journal of Pressure Ves-

1 sels and Piping. 2019; 169:142-152. DOI: 10.1016/j. ~ | ijpvp.2018.12.004

g 3 63. Atroshchenko A.A., Zhukov G.D., Zhu-

CO

4 "g kov I.G. Diagnostics and protection of underwater pasS ™ sages of main pipelines from washing out. The territory z | of NEFTEGAZ. 2013; 11:94-95. (rus.).

ot 2 64. Voronov Yu.V., Yakovlev S.V. Wastewater j= disposal and treatment. Moscow, Publishing House cl ° of the Association of Construction Universities; 2006; £ ° 704. (rus.).

o E 65. Pryakhin V.N., Ilinich O.V. Probabilistic as-fe o sessment of an emergency situation at underwater cros-

O) ~J

•<- sings of gas pipelines across rivers. Melioration and

co "£= water resources. 2012; 6:36-38. (rus.). (fi o

7 2 66. Patent No. 2017660266 RU. Complex for cal-

Sj -j culating currents, bottom deformations, and pollution

i- transport in open streams; application No. 2017617252

EE 21.07.2017; publ. 20.09.2017. (rus.).

| s£ 67. Gruzdeva V.A., Ustinov A.Y., Sabajda E.A.

¡3 Calculation of the permissible value of the overlap

oq ¡¡> of the cross-section of the watercourse when repairing sections of pipelines with an improper depth of occu-

rrence. Science and Technology of pipeline transport of oil and petroleum Products. 2019; 9(5):530-537. (rus.).

68. Pozynich K.P., Eunap R.A., Pozynich E.K. Mechanization of repair and service works on underwater pipeline crossings fixed with weighting devices. Innovative development: the potential of science and modern education: monograph. Penza, Science and education, 2019; 165-188. (rus.).

69. Ionin A.A., Zhila V.A., Artihovich V.V., Pshonik M.G. Gas supply. Moscow, ASV Publishing House, 2013; 472. (rus.).

70. Korshak A.A., Shammazov A.M. Fundamentals of oil and gas business. Ufa, DizajnPoligrafServis, 2005; 528. (rus.).

71. Haustov Yu.A., Geckin O.B., Vyshemir-skij E.M., Poloskov S.I. Equipment and technologies of mechanized welding in a mini-caisson for repair of underwater passages of main pipelines. Welding works and diagnostics. 2013; 2:52-57. (rus.).

72. Parshin S.G., Levchenko A.M., Majstro A.S., Antipov I.S., Karpov V.M. Investigation of powder wires and welded joints in underwater mechanized welding in a water environment. Welding works and Diagnostics. 2015; 3:49-54. (rus.).

73. Barnabas S.G., Rajakarunakaran S., Pandi-an G.S., Buhari A.M.I., Muralidharan V. Review on enhancement techniques necessary for the improvement of underwater welding. Materials Today: Proceedings Available. 2020. DOI: 10.1016/j.matpr.2020.03.725

74. Chen H., Guo N., Huang L., Zhang X., Feng J., Wang G. Effects of arc bubble behaviors and characteristics on droplet transfer in underwater wet welding using in-situ imaging method. Materials & Design. 2019; 170:107696. DOI: 10.1016/j.matdes.2019.107696

75. Gorynin I.V., Oryshchenko A.S., Maly-shevsky V.A., BrusnitsynYu.D., Kalinnikov V.T., Nikolaev A.I. Hydroxyl groups in welding materials, sources, consequences and prevention. Petranev's readings. "Welding materials-2015": collection of reports of the III St. Petersburg International Scientific and Technical Conference. St. Petersburg, 2015; 15-21. (rus.).

76. Paton B.E., Lebedev V.A., Maksimov S.Yu., Poloskov S.I. Improvement of equipment for underwater mechanized and automated welding and cutting with cored wire. Welding and Diagnostics. 2011; 5: 54-59. (rus.).

77. Vladimirov A.V., Habuzov V.A., Lebedev V.A. et al. Universal power supply for arc welding and plasma cutting. Automatic welding. 2011; 1:41-46. (rus.).

78. Surojo E., Syah Putri E.D., Budiana E.P. Recent Developments on Underwater Welding of Metallic Material. Procedia Structural Integrity. 2020; 27:14-21. DOI: 10.1016/j.prostr.2020.07.003

79. Ramirez Luna L.E., Queiroz Bracarense A., Pereira Pessoa E.C., Costa P.S., Guerrero G.A., Salas Reyes A.E. Effect of the welding angle on the porosity of underwater wet welds performed in overhead position at different simulated depths. Journal of Materials Processing Technology. 2021; 117114. DOI: 10.1016/j. jmatprotec.2021.117114

80. Popov A.Yu. Efficiency of methods of repair of underwater crossings of main gas pipelines. Territory of NEFTEGAZ. 2012; 8:64-67. (rus.).

81. Sim A.D., Zharkov N.S. Analysis of methods of repair of the underwater passage of the main oil pipeline with the use of modern technologies and solutions. Far East: problems of development of the architectural and construction complex. 2019; 1(1):349-354. (rus.).

82. Maskalenko S.S., Sim A.D. Analysis of the stressed state of the caisson during the repair of the duker. Far East: problems of the development of the architectural and construction complex. 2019; 1(3):75-79. (rus.).

83. Patent No. 2481438 RU. nderwater complex for repair of underwater pipelines / Seliverstov S.M., Sosnovskiy S.V., Smirnov A.M., Sevostyanov S.P.; application 2011112972/03 05.04.2011; publ. 10.05.2013. Bul. No. 13; 11. (rus.).

84. Ammosov A.P., Yakovlev U.A., Kornilo-va Z.G. The forecast of long-term strength of welded joints of pipes of a siphon of the underwater crossing of the oil pipeline ESPO VSTO-1 across the Lena river. Science and Education. 2017; 1(85):81-87. (rus.).

85. Fabbri S., Kavallini F., Dzholo R., Spinel-li K.M. The Circus system: repair of pipelines at depths below the diving level of divers. Scientific and techni-

Received March 29, 2021.

Adopted in revised form on September 1, 2021.

Approved for publication on September 22, 2021.

cal collection: news of gas science. 2015; 2(22):82-91. (rus.).

86. Vafin D.R., Shatalov D.A., Shamanin A.P. Criteria for selecting the technology for dismantling underwater crossings of main pipelines. Science and technology in the gas industry. 2019; 3(79):70-77. (rus.).

87. Matrizaev M.Yu., Khallyev N.Kh., Gume-rov A.K. Methodology for improving the efficiency of production of repair and construction works of underwater field pipelines that were in operation. Problems of collection, preparation and transport of oil and petroleum products. 2016; 2(104):74-83. (rus.).

88. Patent No. 2287105 RU. Clutch for underwater pipeline repair / Paskhin V.V., Voronin V.N. et al.; application No. 2004138695/06 29.12.2004; publ. 10.11.2006. Bul. No. 31; 12. (rus.).

89. Syed M.M., Lemma T.A., Vandrangi S.K., Ofei T.N. Recent developments in model-based fault detection and diagnostics of gas pipelines under transient conditions. Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2020; 83:103550. DOI: 10.1016/j. jngse.2020.103550

90. Matrizaev M.Yu. Quality control of construction and installation works in the construction of marine pipelines in shallow water. Problems of collection, preparation and transport of oil and petroleum products. 2015; 3(101):135-139. (rus.).

91. Rudachenko A.V., Chuhareva N.V., Zhilin A.V. Design and operation of gas and oil pipelines. Tomsk, TPU Publishing House, 2008; 238. (rus.).

92. Patent No. 2565118 RU.Method of dismantling the main pipeline / Valeev A.Kh., Fomenko N.M.; application No. 2014104073/06 05.02.2014; publ. 20.10.2015. Bul. No. 29; 9. (rus.).

< П

i H

kK

G Г

S 2

0 CO § CO

1 S

У 1

J to

u-

^ I

n °

S> 3 o

zs (

о §

Bionotes: Yuliya A. Ryltseva — Candidate of Technical Sciences, Lecturer of the Department of Water Supply and Water Removal; Moscow State University of Civil Engineering (National Research University) (MGSU);

26 Yaroslavskoe shosse, Moscow, 129337, Russian Federation; SPIN-code: 4138-6634, Scopus: 57214228101, ORCID: 0000-0002-1315-6907; yuliya.ryltseva@mail.ru.

E w

§ 2

n 0

S 6

A CD

Г 6 t (

SS )

ii

О О В  T

(Л У

с о <D *

2 2 О О 2 2