CC BY
47ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА
УДК 622.692.4.07:624.139
Н.А. Гаррис1, e-mail: nina_garris@mai1.ru; Э.А. Закирова1, e-mail: z.eivina90@maii.ru
1 ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» (Уфа, Республика Башкортостан, Россия).
О постановке задач регулирования ореола протаивания вокруг трубопровода в районах распространения мерзлоты
Строительство оснований и фундаментов нефтегазовых объектов и транспортных линий как по принципу I, так и по принципу II использования многолетнемерзлых грунтов в качестве основания сооружений далеко не всегда бывает успешным.
Опыт эксплуатации трубопроводов в районах мерзлоты и исследования теплового взаимодействия оснований сооружений с оттаивающими и промерзающими грунтами показывает, что наилучшей конструкцией линейной части трубопровода будет та, которая позволит сохранить массив грунта в естественном состоянии на протяжении всего периода эксплуатации трубопроводов. Это возможно при ограничении теплового и механического воздействия на грунт и использовании принципа сохранения мерзлого грунта в естественном состоянии, который можно назвать III принципом проектирования.
Необходимым требованием является обеспечение нулевого годового теплооборота на поверхности Земли. Достаточным условием можно считать сохранность подстилающих мерзлых грунтов в естественном состоянии, их структуры, механических свойств и т. д.
В целях минимизации теплового воздействия на подстилающие мерзлые грунты решается задача теплообмена подземного и наземного нефтепровода с «остановленной» границей протаивания.
Предложенное в статье решение универсально, учитывает тепло фазовых превращений на границе протаи-вания-промерзания вокруг трубопровода, соответствует требованиям нормативной документации, апробировано в условиях физического эксперимента и может использоваться при постановке и решении различных технико-экономических задач, с учетом экологического аспекта и в соответствии с заданным температурным регламентом.
С использованием предложенной методики с учетом регулирования ореолов протаивания могут быть определены рациональная степень заглубления оси трубопровода при наземной прокладке трубопровода, толщина теплозащитного экрана при условии сохранения несущей способности основания (мерзлого грунта под трубой), решен вопрос совершенствования конструкции наземного трубопровода и др.
Ключевые слова: многолетнемерзлые грунты, наземные трубопроводы, насыпь, тепловое взаимодействие, регулируемый теплообмен, ореол протаивания, III принцип проектирования.
N.A. Gam's1, e-mail: nina_garris@mail.ru; E.A. Zakirova1, e-mail: z.elvina90@mail.ru
1 SEI HE «Ufa State Petroleum Technological University» (Ufa, Republic of Bashkortostan, Russia).
The Problems Statement Of Thawing Halo Regulation Around Pipelines In Areas Of Permafrost Expansion
Construction of oil and gas facilities and transport lines foundations based on both the I and II principles of usage of permafrost soils as facilities foundation is not always successful.
Experience in pipelines operating in permafrost areas and studies of thermal interaction between the facilities foundations and thawing and freezing soils show that the best design of the linear pipeline will be the one that will keep the mass of soil in its native state throughout the period of operation. This can be acquired by limiting the thermal and mechanical influence on the soil and the adherence of preserving frozen soil in its native state, which can be called principle III.
An essential requirement is to provide a zero annual heat exchange on the Earth surface. A sufficient condition can be regarded as preservation of the underlying frozen soils in the native state, as well as their structure, mechanical properties, etc.
100
№ 1-2 февраль 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS TRANSPORTATION AND STORAGE
The formula proposed in the article is universal and easy to use, it considers the heat of phase transformations on the thawing-freezing border around the pipeline, corresponds the requirements of normative documentation, it is approved in a physical experiment and can be used in setting and solving various technical and economic problems, considering the requirements of environmental integrity and specified temperature regulation. The following problems can be solved effective considering the thawing halo control: problem of determining rational burial depth of the above ground pipeline axis; problem of determining the thickness of the heat shield considering the maintaining of foundation bearing capacity (frozen soil under the pipeline); problem of improving the design of above ground pipeline, etc.
Keywords: frozen grounds, ground pipelines, fill thermal interface, controlled heat exchange, thawing halo, principle III.
В настоящее время основания сооружений на многолетнемерзлых грунтах проектируются в соответствии с требованиями [1]. Тем не менее строительство оснований и фундаментов нефтегазовых объектов и транспортных линий как по принципу I, так и по принципу II использования многолетнемерзлых грунтов в качестве основания сооружений далеко не всегда бывает успешным [2, 3]. В результате эксплуатации северного газопровода «Соленинское - Мессо-яха - Норильск» диаметром 720 мм [4, 5] было выявлено, что интенсивность отказов на различных участках неодинакова и зависит от способа прокладки трубопроводов. Так, для периода в 24 года установлено, что частота отказов на 1 км трассы газопровода при подземной прокладке составила около 3, надземной - 0,42, а при наземной - 0,13. Следует отметить как весьма положительный факт, что работоспособность трубопроводов при открытой наземной прокладке значительно выше. Опыт эксплуатации магистральных и промысловых подземных и надземных трубопроводов показывает, насколько сложно проектировать объекты на сезоннопротаивающих и сезоннопро-мерзающих грунтах. Последствия, проявляющиеся буквально через несколько лет после ввода трубопроводов в эксплуатацию, свидетельствуют о грубых нарушениях и отклонениях от проектных решений.
Во многих случаях в результате оттаивания и последующего промерзания мерзлых грунтов возникают необрати-
Рис. 1. Подземный трубопровод на одном
из участков сплошной балластировки
со всплывшими пригрузами
Fig. 1. The underground pipeline at one of the
areas of continuous ballasting with surfaced
cantledges.
мые процессы морозного пучения. Например, при балластировке подземного газопровода Тюменского нефтегазового региона труба была вытолкнута на поверхность силами пучения, несмотря на то что утяжелители были рассчитаны в соответствии с нормами проектирования (рис. 1) [6].
Уменьшение температуры транспортировки углеводородов вплоть до отрицательных температур не решает проблемы.
Характерным является пример эксплуатации конденсатопровода «Ямбург -Новый Уренгой».
Были проведены исследования «холодного» трубопровода [7], имеющего отрицательную температуру перекачиваемого конденсата и на протяжении которого есть участки со сложными геокриологическими условиями. Вдоль трассы трубопровода чередуются грунты с низкотемпературной вялой мерзлотой и талые грунты. В основании трубопровода - грунты слабонесущие, льдистые и высокопучинистые. Казалось бы, в данном случае транспортировка конденсата при отрицательных температурах будет удачным решением проблемы, поскольку «холодный» трубопровод должен проморозить окружающий его грунт и сохранить мерзлоту. Но такой вариант не учитывает процесс морозного пучения грунтов - явление куда более опасное для трубопроводов, нежели протаивание в основании мерзлых грунтов.
Проблемы на линейной части трубопровода, обусловленные пучением грунтов, возникли после понижения температуры перекачки и перехода от положительных температур к отрицательным, до -5 °С, когда в связи с защемлением в мерзлом грунте и изменением положения трубопровода по результатам тензонаблюдений было зафиксировано увеличение напряжений в трубе и развитие усилий, близких к критическим. Комплексные исследования теплового взаимодействия конденсатопровода с мерзлыми грунтами при положительных температурах перекачки и возникшего напряженного его состояния после перехода на отрицательные температуры перекачки позволили сделать вывод
Ссылка для цитирования (for citation):
Гаррис Н.А., Закирова Э.А. О постановке задач регулирования ореола протаивания вокруг трубопровода в районах распространения мерзлоты // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 1-2. С. 100-106.
Garris N.A., Zakirova E.A. The Problems Statement Of Thawing Halo Regulation Around Pipelines In Areas Of Permafrost Expansion. Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2017, No. 1-2, P. 100-106. (In Russian)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 1-2 february 2017
101
ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА
Результаты мониторинга состояния трубопровода за три последовательных периода The monitoring results of the pipe conditions for three successive periods
Время, сут Time, days Скорость выпучивания трубы в различных сечениях талой зоны, мм/сут The speed of the tube buckling in various sections of the melt zone, mm/day Суммарная величина выпучивания трубопровода за весь период, мм The total amount of the pipeline buckling during the whole period, mm
200 0,210-0,231 400
700 0,206-0,313
1200 0,081
о необходимости пересмотра температурного режима работы конденса-топровода. К сожалению, в статье не приводятся конкретные цифры, но отмечается, что полученные величины деформаций и напряжений «превзошли все ожидания».
В итоге был сделан вывод о том, что «...распространенное мнение о нормальных условиях эксплуатации холодного трубопровода в мерзлом грунте неверно». Это утверждение подтверждается также и авторами [4, 8 и др.]. Уникальные натурные эксперименты по изучению выпучивания холодного (до -5 °С) трубопровода диаметром D = 900 мм и длиной I = 105 м при переходе через талик были проведены специалистами Японии и США на Аляске [7, 9]. Результаты наблюдений позволили выявить величину и скорость выпучивания трубы при промерзании грунта за длительный период. Суммарное перемещение экспериментального трубопровода в талой зоне за 1200 дней составило 0,4 м (таблица), а возникшие напряжения привели к пластической деформации трубы. Давление в трубопроводе не создавалось, поэтому сплющивание трубы происходило без разрывов. Как отмечается в [7], «.при таких величинах пучения на Ямальском трубопроводе диаметром 1420 мм и при давлении 12 МПа в соответствии с [10] неизбежно разрушение». Прорывы нефтепроводов и разливы нефти на территориях, сложенных мерзлыми грунтами различного генезиса, нередко приводят к катастрофическим последствиям, которые практически невозможно бывает ликвидировать, особенно в летний период, когда тундра и болота становятся непроходимыми для тяжелой техники и персонала.
Несмотря на отмеченные проблемы, освоение проблемных регионов Крайнего Севера, Средней и Восточной Сибири идет высокими темпами. Опыт эксплуатации трубопроводов в районах мерзлоты [11, 12 и др.] и многолетние исследования теплового взаимодействия оснований сооружений с оттаивающими и промерзающими грунтами [13, 14, 15 и др.] показывают, что наилучшей конструкцией линейной части трубопровода будет та, которая позволит сохранить массив грунта в естественном состоянии на протяжении всего периода эксплуатации трубопроводов. Это возможно при ограничении не только теплового воздействия на грунт, но и механического разрушения грунта.
Хорошо известно, что термодинамическая стабильность в районах мерзлоты возможна только при соблюдении нулевого теплооборота на поверхности Земли, сложившегося за многовековой жизненный цикл [3, 12, 16]. Поэтому обеспечение нулевого годового тепло-оборота на земной поверхности является необходимым требованием. При прокладке трубопровода происходит разрушение почвенного слоя и уничтожение растительности, в результате чего на поверхности Земли нарушается тепловой баланс. При нарушенном годовом нулевом тепловом балансе на мерзлой поверхности Земли происходит растепление грунтов [3]. Рекультивация растительного покрова в условиях тундры практически невозможна, так как моховой покров восстанавливается в течение 50-100 лет. Последствия техногенного воздействия приводят к тому, что на протяжении всего срока эксплуатации вдоль трассы трубопровода параметры грунта не будут соответствовать рас-
четным, а режимы работы трубопровода - проектным. В такой ситуации возможны изменение положения оси трубопровода и потеря устойчивости. Первопричина всему - в нарушении сбалансированного теплообмена подземного трубопровода с окружающей средой. Устранив причину, можно избежать следствия и свести к минимуму вероятность аварийной ситуации. Достаточным условием можно считать сохранность подстилающих мерзлых грунтов в естественном состоянии, их структуры, механических свойств и т. д. С этой целью трубопровод необходимо прокладывать, не нарушая мерзлоты. Это достигается с применением способа наземной прокладки трубопровода по не нарушенному с поверхности мерзлому грунту. Исследованиями [15] доказано, что прокладка наземного трубопровода может быть выполнена с сохранением подстилающих грунтов мерзлого основания. Нормы технологического проектирования не исключают такой вариант, а действующие наземные трубопроводы в таком случае имеют меньшую аварийность [17, 18]. К сожалению, принцип сохранения мерзлого грунта в естественном состоянии, который можно назвать III принципом проектирования [3], не является в настоящее время достаточно изученным, хотя и успешно применяется на практике [15].
В целях минимизации теплового воздействия на подстилающие мерзлые грунты можно использовать известное решение задачи теплообмена подземного [12] и наземного [19] нефтепровода с «остановленной» границей протаивания. Данная задача решена как обратная задача теплопроводности в вариантах подземной и наземной прокладки, с учетом теплоты фазовых превращений
102
№ 1-2 февраль 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
п°Миснай
"КоРРози* '"ШегАз,
0«*г3логуРп
•спечащ:
ПОДПИСЫВАЙТЕСЬ
НА ЖУРНАЛЫ
СТОИМОСТЬ ПОДПИСКИ:
по России: для стран СНГ: Электронная версия
1 номер В стоимость
«Территория «НЕФТЕГАЗ» 1 800 рублей 2 200 рублей 1 595 рублей уже всё включено,
10 номеров в том числе
«Территория «НЕФТЕГАЗ» 18 ООО рублей 22 ООО рублей 15 950 рублей доставка в любой уголок
1 номер России,
«Газовая промышленность» 1 760 рублей 2160 рублей 1 595 рублей mm
16 номеров
«Газовая промышленность» 25 520 рублей 31104 рублей 25 520 рублей ÍK
Адрес редакции: 108811, г. Москва, Киевское ш., Бизнес-парк «Румянцево», корп. Б, подъезд 5, офис 505 Б
wwvu.neftegas.info, info@neftegas.info -|-7 (495) 240-54-57
ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА
на границе протаивания-промерзания в зоне теплового влияния нефтепровода, и допускает регулирование теплообмена в определенных пределах. Известное так называемое условие Стефана учитывает теплоту фазовых превращений со знаком «±» в летний и зимний периоды эксплуатации нефтепровода. Соблюдение условия (1) равенства тепла фазовых превращений qфп теплу трения qтр
Ч* = q
"фп "тр
(1)
позволяет осуществить регулирование теплообмена путем изменения параметров перекачки производительности трубопровода Q и температуры перекачки ^ал, при которых режим перекачки -изотермический, с балансовой температурой Цал, превышающей температуру грунта в естественном состоянии ^ на несколько градусов, условие (2):
V /
j - Насыпной грунт FiLLed-up ground
- Оттаявший грунт MeLt ground
vj - Естественный грунт Natural ground
Рис. 2. Схема «заглубленного» трубопровода Fig. 2. Scheme of «submersible» pipeline
t6 S t.
бал е
(2)
Рассматривая тепловое и механическое взаимодействие трубопровода с подстилающими мерзлыми грунтами, можно использовать схему «заглубленного» трубопровода (рис. 2). Величина Н', определяющая положение оси трубопровода, проложенного в слабонесущих и пучинистых грунтах, относительно поверхности Земли, зависит от условий эксплуатации трубопровода и может быть как положительной, так и отрицательной. При протаивании и осадке грунтов трубопровод проседает, величина Н' уменьшается и может стать Н' < 0. При морозном пучении грунтов трубопровод выпучивается и величина Н' > 0. При прокладке трубопроводов по пересеченной местности на склонах тело трубы может оголяться, и это может существенно отразиться на температурном режиме трубопровода. Для расчета теплообмена трубопровода, проложенного в мерзлых грунтах, с окружающей средой в режиме регулируемого теплообмена предлагается формула (3), имеющая обобщенный характер, что позволяет ее использовать для определения температуры трубопровода с учетом изменений
положения оси трубопровода и высоты грунтового формирования над трубой в процессе эксплуатации, где а - удельная теплота плавления льда; р0 - объемная плотность мерзлого грунта;
Шн - влажность мерзлого грунта за счет незамерзшей воды;
Wc - суммарная влажность мерзлого грунта;
R0 - радиус протаивания грунта вокруг трубопровода; т - время;
>.м, \ - соответственно коэффициенты теплопроводности мерзлого и талого грунта;
- температура грунта на границе протаивания-промерзания; ^ - температура воздуха; Rтр - радиус трубопровода; |3 - конструктивный угол насыпи. Величины Н„ и Э определяются с
0экв экв г "
использованием понятия фиктивного слоя (стенки), предложенного в [20]. Эквивалентная глубина заложения оси трубопровода в грунт по формуле (4):
Н„ =Н„ + 8
Оэкв 0 сн X а
(4)
где Н0 - глубина заложения оси трубопровода в грунт;
о[н - толщина слоя мерзлого грунта,
сн
эквивалентная по термическому сопротивлению снежному покрову;
Я
а„
■ толщина слоя мерзлого грунта,
эквивалентная по сопротивлению те-плопереходу от поверхности грунта в воздух;
5сн - толщина снежного покрова, для расчетов принимается как средняя из наибольших декадных высот снежного покрова на зиму с коэффициентом 0,25 [21];
А,сн - коэффициент теплопроводности снега, принимается по данным [22, 23];
ав - коэффициент теплоотдачи от поверхности почвы (снега) к воздуху,
(tTP-V) =
W W
ср0 w + 1
dR0A(t0'-tB) ß A(t„'-y 360 - ß
dx
R Ln^3K° ° 2R„
360
4H
R [n o="<B ° 2R0
360
Ro Ln R°
X R.
(3)
104
№ 1-2 февраль 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS TRANSPORTATION AND STORAGE
определяется в зависимости от скорости ветра по [21, 23, 24]. Диаметр эквивалентного кольца насыпи определяется по аналогии с (4) по формуле (5):
D =D +2-
экв к
А,
_м
'К.
(5)
где Dk - диаметр кольца грунта, эквивалентного по термическому сопротивлению насыпи [22];
ав' - коэффициент теплоотдачи от поверхности насыпи в воздух, определяемый по [22 и др.].
По формуле (3) можно рассчитать регламент температур транспортировки нефти и осуществить регулирование, в результате которого радиус протаи-вания будет находиться в допустимых
пределах R0 min - R0 max. Учет пр°движе-ния ореола протаивания в грунте возможен, так как первое слагаемое в данной формуле учитывает теплоту фазовых превращений на границе протаива-ния-промерзания.
Для случая с «остановленной»границей оттаивания грунта вокруг трубопровода при R0 = const и
dR, dx
^ = 0 из (3) получаем решение (6),
устанавливающее регламент по температуре перекачки.
Формулы (3) и (6) имеют универсальный вид и могут быть использованы для расчета режимов работы нефтепроводов как при наземной, так и при подземной прокладке.
Как видно, при р = 0° формула (6) переходит в формулу Форхгеймера для подземного трубопровода. При р = 360° получаем вариант надземной прокладки с толщиной изоляции, эквивалентной по термическому сопротивлению насыпи.
При наличии тепловой изоляции трубопровода по формулам (3), (6) определяется температура поверхности изоляционного покрытия, при этом в формулах учитывается: t = t , R = R .
т г тр из тр из
ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1. Формула (3) универсальна и удобна в использовании, учитывает тепло фазовых превращений на границе протаивания-промерзания вокруг трубопровода, соответствует требованиям СП 36.13330.2012, СП 34-116-97 [10, 25], апробирована в условиях физического эксперимента и может быть использована при постановке и реше-
(VV) =
[MV-g ß , MV-U збо-pi
360 Rln4H03K» 360 ° 2R0
л R
т тр
(6)
нии различных технико-экономических задач, с учетом требования сохранности окружающей среды и в соответствии с заданным температурным регламентом. Эффективно, с учетом регулирования ореолов протаивания, могут быть решены задачи:
• определения рациональной степени заглубления оси трубопровода при наземной прокладке трубопровода;
• определения толщины теплозащитного экрана при условии сохранения несущей способности основания (мерзлого грунта под трубой);
• совершенствования конструкции наземного трубопровода и др.
2. При решении задач регулирования ореолов протаивания вокруг трубопровода рекомендуется обратить особое внимание на определение те-плофизических параметров мерзлого и талого грунта, свойства которого сильно зависят от влажности и температуры. При этом необходимо учитывать изменение типов грунтов вдоль трассы, особенно в пониженных местах, где возможно скопление влаги. Расчет режимов работы такого трубопровода не может производиться по средним параметрам грунта, как это рекомендуется делать в нормах проектирования для обычных изотермических трубопроводов, а должен выполняться для каждого участка с учетом смены типа грунтов и их состояния.
Литература:
1. СП 25.13330.2012. Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах. Актуализированная редакция СНиП 2.02.04-88. М.: Минрегион России, 2012. 116 с.
2. Закирова Э.А., Гаррис Н.А. Как избежать выпучивания опор надземных трубопроводов в районах пучинистых грунтов // Нефтегазовое дело. 2016. Т. 14. № 2. С. 85-92.
3. Гаррис Н.А., Закирова Э.А., Кутлыева З.Р. Третий принцип проектирования трубопроводов на мерзлых грунтах // Материалы XI Международной учеб.-науч.-практ. конф. «Трубопроводный транспорт - 2016». Уфа, 2016. С. 401-402.
4. Харионовский В.В. Повышение прочности газопроводов в сложных условиях. Л.: Недра, 1990. 180 с.
5. Димов Л.А. Строительство нефтепроводов на многолетнемерзлых грунтах в южной части криолитозоны Центральной и Восточной Сибири // Нефтяное хозяйство. 2008. № 2. С. 104-106.
6. Кушнир С.Я. Трубопроводный транспорт в условиях мерзлых грунтов // Материалы Международной науч.-практ. конф. по инженерному мерзлотоведению, посвященной 20-летию ООО НПО «Фундаментстройаркос». Тюмень, 2011. С. 18-23.
7. Хренов Н.Н. Сооружение северных трубопроводов. Взаимодействие с многолетнемерзлыми грунтами в макетах и на трассе // Нефть. Газ. Промышленность. 2008. № 3. [Электронный ресурс.] Режим доступа: http://neftegaz.ru/science/view/610 (Дата обращения: 24.01.2017.)
8. Карасевич А.М., Исмаилов Т.И. Промерзание и пучение грунта вдоль трассы газопровода, транспортирующего газ с отрицательной температурой // Нефть, газ и бизнес. 2006. № 6. С. 59-61.
9. Выпуклые бугры пучения многолетнемерзлых торфяных массивов / Ю.К. Васильчук, А.К. Васильчук, Н.А. Буданцева, Ю.Н. Чижова. М.: Изд-во Моск. ун-та, 2008. 571 с.
10. СП 36.13330.2012 Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*. М.: Госстрой, ФАУ «ФЦС», 2013. 83 с.
11. Гаррис Н.А., Колоколова Н.А. О выборе способа прокладки трубопроводов в районах вечной мерзлоты // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2013. № 1. С. 13-17.
12. Гаррис Н.А. Эксплуатация нефтепродуктопроводов в различных температурных режимах и загрузках при условии сохранности экологической среды: автореф. дис. ... д-ра техн. наук. Уфа, 1998. 48 с.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 1-2 february 2017
105
ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА
13. Гаррис Н.А. О возможности предотвращения порывов трубопровода вследствие морозного пучения грунтов (в порядке обсуждения) // Межвуз. сб. научн. тр. УГНТУ. Нефть и газ. Уфа. Т. 1. 1997. С. 168-170.
14. Гаррис Н.А., Максимова С.А. Регламент эксплуатации магистрального трубопровода при условии сохранности окружающей среды // Нефтяное хозяйство. 1990. № 1. С. 63-64.
15. Соколов С.М. Теоретические основы новых методов сооружения нефтепромысловых трубопроводов в условиях Западной Сибири: автореф. дис. ... д-ра техн. наук. Тюмень, 2009. 38 с.
16. Кудрявцев С.А. Расчетно-теоретическое обоснование проектирования и строительства сооружений в условиях промерзающих пучинистых грунтов: автореф. дис. ... д-ра техн. наук. СПб., 2004. 43 с.
17. Соколов С.М. Многолетнемерзлые грунты в качестве основания промысловых трубопроводов // Нефтяное хозяйство. 2008. № 10. С. 126-127.
18. Соколов С.М. Проектирование и строительство нефтепромысловых трубопроводов в сложных инженерно-гидрогеологических условиях Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. 2004. № 3. С. 88-92.
19. Колоколова Н.А., Гаррис Н.А. О выборе способа прокладки трубопроводов в районах вечной мерзлоты // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2013. № 1. С. 13-17.
20. Аронс А.А., Кутателадзе С.С. Исследование теплопередачи от подземных трубопроводов методом моделирования // Журнал технической физики. Т. 5. № 9. 1935. С. 1638-1650.
21. Ястребов А.Л. Инженерные коммуникации на вечномерзлых грунтах. Л.: Стройиздат, Лен. отд., 1972. 176 с.
22. СТО Газпром 2-3.5-051-2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. М.: ОАО «Газпром», 2006. 205 с.
23. Велли Ю.Я., Докучаева В.В. Справочник по строительству на вечномерзлых грунтах. Л.: Стройиздат, Лен. отд., 1977. 551 с.
24. Яблонский В.С., Белоусов В.Д. Проектирование нефтегазопроводов. М.: Гостоптехиздат, 1959. 292 с.
25. СП 34-116-97. Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов. М.: Минтопэнерго России, 1997. 206 с.
References:
1. SP 25.13330.2012 Rafts And Foundations On Permafrost. Revised edition SNiP (Construction Norms & Regulations) 2.02.04-88. Moscow, Regional Development Ministry of Russian Federation Publ., 2012. 116 pp. (In Russian)
2. Zakirova E.A., Garris N.A. Avoidance Of Above-Pipelines Supports Bulging On Heaving Soils. Neftegazovoe delo = Oil and Gas Business, 2016, Vol. 14, No. 2, P. 85-92. (In Russian)
3. Garris N.A., Zakirova E.A., Kutlyeva Z.R. Third Principle Of Pipelines Designing On Permafrost. Proceedings of the XI International scientific and practice conference «Pipeline transport - 2016». Ufa, 2016, P. 401-402. (In Russian)
4. Harionovskij V.V. Strength Enhancement Of Abnormal Conditions Gas Pipelines. Leningrad, Nedra Publ., 1990, 180 pp. (In Russian)
5. Dimov L.A. The Construction Of Oil Pipelines On Permafrost Soils In The Southern Part Of The Permafrost Zone In Central And Eastern Siberia. Neftjanoe hozjajstvo = Oil industry, 2008, No. 2, P. 104-106. (In Russian)
6. Kushnir S.J. Pipeline Transport In Frozen Soils Condition. Proceedings of the XI International. scientific.-pract. conf. devoted to the XX anniversary of the research and manufacturing association Fundamentstroiarkos LLC. Tyumen, 2011, P. 18-23. (In Russian)
7. Hrenov N.N. The Construction Of Northern Pipelines. Interaction With Permafrost Soils In Patterns And At The Location. Neft. Gaz. Promyshlennost = Oil. Gas. Industry, 2008, No. 3. [Electronic resource.] Access mode: neftegaz.ru/science/view/610 (Accessed date: 24.01.2017.) (In Russian)
8. Karasevich A.M., Ismailov T.I. Soil Freezing And Heaving Along The Gas Pipeline With Temperature Below Freezing Point. Neft, gaz i biznes = Oil, gas and business, 2006, No. 6, P. 59-61. (In Russian)
9. Vasilchuk J.K., Vasilchuk A.K., Budanceva N.A., Chizhova J.N. Dome-Shaped Pingos Of Permafrost Peat Masses. Moscow, Mosc. un-ty Publ., 2008, 571 pp. (In Russian)
10. SP 36.13330.2012 Main Pipelines. Revised edition SNiP (Construction Norms & Regulations) 2.05.06-85*. Moscow, Gosstroj, Federal autonomous organization FCS, 2013, 83 pp. (In Russian)
11. Garris N.A., Kolokolova N.A. The Choice Pipelines Laying In Permafrost Areas. Transport i hranenie nefteproduktov i uglevodorodnogo syrja = Transport and storage of oil and hydrocarbons, 2013, No. 1, P. 13-17. (In Russian)
12. Garris N.A. Operating Of Oil-Products Pipelines In Different Charging And Temperature Conditions Considering The Requirements Of Environmental Integrity. Abstract of the Dr. Of Tehn. Sci. diss. Ufa, 1998, 48 pp. (In Russian)
13. Garris N.A. The Possibility Of Preventing Pipeline Bursts Due To Soils Frost Heaving (In Order Of Discussion). Interuniversity collection of scientific works USPTU. Oil and gas. Ufa, 1997, Vol. 1, P. 168-170. (In Russian)
14. Garris N.A., Maksimova S.A. Operating Regulations Of Main Pipeline Considering The Requirements Of Environmental Integrity. Neftjanoe hozjajstvo = Oil industry, 1990, No. 1, P. 63-64. (In Russian)
15. Sokolov S.M. Theoretical Basis Of New Construction Methods Of Oilfield Pipelines In Western Siberia. Abstract of the Dr. of Tehn. Sci. diss. Tyumen, 2009, 38 pp. (In Russian)
16. Kudrjavcev S.A. Analysis Of Designing And Constructing Facilities On Heaving Soils. Abstract of the Dr. of Tehn. Sci. diss. Saint Petersburg, 2004, 43 pp. (In Russian)
17. Sokolov S.M. Permafrost Soils As The Foundation Of Field Pipeline. Neftjanoe hozjajstvo = Oil industry, 2008, No. 10, P. 126-127. (In Russian)
18. Sokolov S.M. The Design And Construction Of Oil Field Pipelines In Abnormal Hydrogeological Conditions Of Western Siberia. Neftjanoe hozjajstvo = Oil industry, 2004, No. 3, P. 88-92. (In Russian)
19. Kolokolova N.A., Garris N.A. The Choice Pipelines Laying In Permafrost Areas. Transport i hranenie nefteproduktov i uglevodorodnogo syrja = Transport and storage of oil and hydrocarbons, 2013, No. 1, P. 13-17. (In Russian)
20. Arons A.A., Kutateladze S.S. Exploration Of Underground Pipelines Heat Transfer By Simulation Approach. Zhurnal tehnicheskoj fiziki = Journal of applied physics, 1935, Vol. 5, No. 9, P. 1638-1650. (In Russian)
21. Jastrebov A.L. Utilities On Permafrost. Leningrad, Strojizdat. Len. otd., 1972, 176 pp. (In Russian)
22. STO Gazprom 2-3.5-051-2006. Standards Of Main Gas Pipelines Technological Design. Moscow, Gazprom LLC, 2006, 205 pp. (In Russian)
23. Velli Yu.Ya., Dokuchaeva V.V. Guide To Construction On Permafrost. Leningrad, Strojizdat. Len. otd., 1977, 551 pp. (In Russian)
24. Yablonskij V.S., Belousov V.D. Oil And Gas Pipelines Designing. Moscow, Gostoptehizdat, 1959, 292 pp. (In Russian)
25. SP 34-116-97 Instructions For Designing, Construction And Modernization Of Field Oil And Gas Pipelines. Moscow, Ministry of Fuel and Energy of the Russian Federation, 1997, 206 pp. (In Russian)
106
№ 1-2 февраль 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
