ПОДВОДНАЯ ПРОКЛАДКА ТРУБОПРОВОДА ПО ВОДЕ МЕТОДОМ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ Текст научной статьи по специальности «Строительство и архитектура»

- 240 (. Tsygichko V.N. Forecasting of socio-economic processes.-3 pub.-Moscow . URSS, 2017)

2. Цыгичко В.Н. Черешки Д.С. Антикризисное управление социально-экономической системой в условиях цифровой экономики// Информационное общество. - 2019 - №4, 44 - 54. (Tsygichko V.N. Chereshkin D.S. Anti-Crisis Management of the SocioEconomic System in the Digital Economy/ Information Society. 2019, - № 4 p. 44 - 54.)

3. Цыгичко В.Н. Черешкин Д.С. Сценарный метод прогнозирования негативных последствий стратегических решений в организационных системах// Труды IV международной научной конференции. Пенза, 20.09.2018.-МЦНС «Наука и просвещение», 2018. (Tsygichko V.N. Chereshkin D.S. Scenario method of predicting the negative consequences of strategic decisions in organizational

УДК 621.644.073

ГРНТИ 73.39.31

systems / Proceedings IV international scientific conference. Penza, September 20, 2018.-MCNS "Science and Education," 2018.)

4. Цыгичко В.Н. Управление рисками нарушений безопасности КВО при неполной информации. Проблема анализа рисков, том 12, 2005, №4. АО Финансовый издательский дом «Деловой экспресс», с.18-28 (Tsygichko V.N. Management of the risks of security breaches of the CVO with incomplete information. Risk Analysis Problem, Volume 12, 2005, No.4. Business Express Financial Publishing House, p.18-28)

5. Осипов Г.С. Методы искусственного интеллекта// Физматгиз, 2011.-с.28 (Osipov G.S. Artificial Intelligence Methods/ Fizmatgiz, 2011 . p.286)

ПОДВОДНЫЙ ПЕРЕХОД ТРУБОПРОВОДА ЧЕРЕЗ ВОДНУЮ ПРЕГРАДУ МЕТОДОМ _НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ_

DOI: 10.31618^^2413-9335.2020.4.74.753

Шакирова Ю.А.

Студент 4 курса Нефтегазового факультета Санкт-Петербургский горный университет

Палаев А.Г.

Доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа Санкт-Петербургский горный университет

UDC 621.644.073 GRNTI 73.39.31

UNDERWATER PIPELINE TRANSMISSION THROUGH A WATER DISTANCE BY AN INCLINED

DIRECTIONAL DRILLING METHOD

Y.A. Shakirova

Student of the Oil and Gas Faculty Saint-Petersburg Mining university A.G. Palaev Associate professor, Department of Transport and Storage of Oil and Gas Saint-Petersburg Mining university

АННОТАЦИЯ

В работе рассмотрен механизм прокладки трубопровода через водную преграду методом наклонно-направленного бурения. Рассчитаны толщины стенки трубопровода для определенной заданной местности. Результаты исследования будут полезны для решения задач в практической деятельности.

ABSTRACT

The paper considers the mechanism of laying a pipeline through a water barrier by the method of directional drilling. Pipeline wall thicknesses were calculated for a given predetermined area. The results of the study will be useful for solving problems in practical activities.

Ключевые слова: наклонно-направленное бурение, магистральный нефтепровод, трубопроводная система, подводный переход.

Key words: directional drilling, main oil pipeline, pipeline system, underwater passage.

Актуальность

Обеспечение безопасности и стабильной исправной работы магистральных нефтепроводов (далее - МН) - основная задача при эксплуатации и строительстве любой системы трубопроводного транспорта. Подводные переходы магистральных

трубопроводов - это участки повышенной опасности МН, в которых чаще обычного происходят разрушения и дефекты.

Повышенный риск разработки любого подводного перехода (далее - 1111). если сравнивать с главной частью магистрального трубопровода.

формируется не только вероятностью образования аварийной ситуации, но и серьезными экологическими проблемами, экономическими расходами на выявление и устранение всех её последствий. Время, требуемое для ликвидации отказов на подводных переходах, гораздо больше, чем на отрезках нефтепроводов, находящихся вне толщи воды. Ремонт часто сложный; бывает, что он стоит настолько дорого, что работы по выполнению ремонта вполне можно сравнивать с постройкой нового участка трубопровода.

При конструировании и проектировании переходов трубопроводов через преграды принимаются во внимание особенности трассы, её направление, характеристики преграды. В частности, при пересечении МН водной преграды учитывают следующие особенности реки: ширину водоёма, его глубину, водный режим, состояние берегов, тип руслового процесса, а также строение русла, берегов, поймы и пр., большое влияние на методы строительства влияют результаты гидрологических, инженерно -геологических, топографических изысканий.

1111 - это сложное гидротехническое сооружение, поэтому их создание, во многих случаях, совершается по специальным проектам, а расходы на ремонт приблизительно в 1.5 раза превосходят стоимость строительства нового перехода. Следовательно, к надежности 1111 предъявляются особые требования.

Описание имеющихся технологий

ПП могут размещать относительно естественной поверхности дна водоемов несколькими вариантами:

- на дне;

- висячей конструкцией выше уровня дна;

- ниже уровня дна;

Все перечисленные способы имеют свои преимущества и недостатки. Более безопасным и надежным методом считают прокладку ППМН на уровне ниже уровня дна. Это может быть осуществлено как траншейными методами, так и бестраншейными. Бестраншейные методы прокладки трубопроводов - более перспективное и новое направление: эти методы экологичные, зачастую менее трудоемкие, чем траншейные. К бестраншейными методам относятся прокладка методом наклонно-направленного бурения, протаскивание трубопровода,

микротонеллирование. Наиболее универсальный по условиям применения из этих трех перечисленных - первый метод.

В СССР наклонное бурение при сооружении переходов трубопроводов через препятствия начали применять в 30-е годы прошлого века. Тогда были реализованы первые строительства специальных коммуникаций под автомобильными дорогами.

Способ постройки магистральных трубопроводов, соответствующих нынешним стандартам, был создан Мартином Черрингтоном -инженером из США, и в 1971 г. под р. Педжейро корпорация "Черрингтон" (^етп^оп) разместила

трубопровод длиной более 230 м и диаметром около 115 мм. Именно это показало возможность широкого внедрения метода наклонного бурения в обычную практику строительства трубопроводных систем. Уже в 1992 г. было построено около 2400 переходов. Их диаметр увеличился до 1200 мм, а максимальная длина перешагнула отметку в 1800 м, в целом длина всех построенных переходов достигла 800 км. В США в 75% переходов к тому времени была использована новая технология.

В Российской Федерации одними из первых этот метод начали использовать строители газопроводов. В России технологию стали называть «наклонно-направленное бурение» (далее ННБ). В 1996 г. благодаря методу ННБ в АК "Транснефть" был создан переход через р. Корженец диаметром около 1000 мм и длиной более 400 м.

Достоинства технологии ННБ:

- экологичность строительства, минимизация негативного влияния на почву, на водный объект;

- надежность, защищенность трубопровода от внешних повреждений;

- отсутствие опасности оголения участков трубопровода при размывах русел рек, отсутствие опасности механических повреждений, связанных с оголением участка;

- минимальный объем земляных работ;

- строительство возможно при отрицательных температурах, в вечной мерзлоте, на ограниченных по площади стройплощадках, под гидротехническими объектами и коммуникациями, расположенными достаточно глубоко.

Минусы и трудности применения ННБ:

- достаточно большие затраты на закупку необходимого оборудования;

- нельзя использовать этот метод в некоторых грунтах, например, в скальных грунтах, галечниковых грунтах;

- особые типы русловых процессов (русловые провесы свободного, незавершенного меандрирования, реки с труднопрогнозируемыми деформациями и дна и берегов) затрудняют строительство переходов.

Для определения рациональности использования именно метода ННБ стоит принимать во внимание следующие факторы:

- итоги инженерных изысканий, таких как геодезические, гидрометеорологические, гидрометрические, геокриологические, геологические, гидрогеологические экологические изыскания;

- основную специфику существующей хозяйственной инфраструктуры в месте размещения перехода, условия разработки и расположение трубопровода, влияние других сооружений при их совместной эксплуатации;

- типичные особые черты данной местности.

В строительстве трубопроводов по технологии

ННБ наиболее подходят реки (при выбранной ширине и геологии русла и берегов), имеющие ограниченно-меандрирующий, побочневый и ленточно-грядовой типы руслового процесса.

Строительство подводных переходов трубопроводов способом ННБ в зависимости от характеристик водных преград. протаскиваемого трубопровода (длины криволинейного участка. диаметра и др.) производится по варьирующимся технологическим схемам и с помощью различных буровых установок.

Описание объекта Переход нефтепровода диаметром 1020 мм. с рабочим давлением 10.0 МПа и длиной 1718 м через реку Обь. В административном отношении участок находится в Ханты-Мансийском автономном округе.

Продольный профиль трассы задается для оценки границ и минимальной протяженности участка ННБ. а также запасов на возможные плановые деформации русла. для оценки глубины бурения.

На основании материалов предварительных исследований ориентируется профиль скважины. Для этого используются крупномасштабные карты. имеющиеся топографические планы и русловые съемки. материалы рекогносцировочного обследования участка перехода. При проведении оценки параметров профиля скважины необходимо определить данные о водной преграде. а именно:

— максимальную глубину реки в межень 6 м;

—ширину в границах береговых бровок В;

— ширину реки в межень 1000;

— крутизну (уклон) береговых откосов в урезах воды (при меженном уровне):

1 :т1 = 0.1; 1 :т2 = 0.2;

— высоту берега над меженным уровнем: высокого 6 м; низкого 2 м;

При расчете профиля скважины определяют:

а) параметр схематизированного русла:

— ширину на уровне береговых бровок:

В0= Вм + (Ь.1т1 + К2т2) = 1000 +(6 * 10 + 2 * 5) = 1070 м

(1)

— ширину по дну:

ЬД = 1000 - 6 * (10 + 5) = 910 м (2)

б) превышение берегов над глубоководным участком дна:

Я1 = Ям + й1 = 6 + 6 = 12 м (3)

Я2 = Ям + й2 = 6 + 2 = 8 м (4)

При построении продольного профиля скважины учитывают следующие предпосылок:

— высота (от поверхности земли) в точках сопряжения криво- и прямолинейных отрезков принимается не менее 4 м и учитывает возможность стыковки смежного линейного участка перехода с участком ННБ;

— длина горизонтального отрезка принимается равной ¿г = Ьд, но не менее 30 Дн;

— на входе и на выходе из скважины продольный профиль имеет два прямолинейных наклонных отрезка. два сопряженных с ними криволинейных отрезка и горизонтальную вставку между ними;

— расстояние между горизонтальным отрезком профиля скважины и самой низкой точки дна (минимальная толща грунта над сводом скважины) принимается равной 6 м.

— радиус криволинейных отрезков принимается равным:

Я = 14000„ = 1400 * 1.02 = 1428 м

(5)

малых значений отрезков Ьпр .

наклонных прямолинейных

Общая длина участка ННБ составляет 1720 м.

— на уровне береговых бровок:

ДЬ1 = ¿1 - Я1 * ш1 = 510 - 12 * 10 = 390 м

(6)

ДЬ2 = ¿2 - Я2 * т2 = 300 - 8 * 5 = 260 м

(7)

Запасы на плановые деформации русла для Дн = 1020 мм (отступление береговых склонов) составляет 131 м.

Границы бурения пилотной скважины назначают минимум на 7 м ниже предварительного продольного профиля скважины и привязывают к определенному условному горизонту (как пример. к уровню дна).

Нижняя граница бурения пилотной скважины распространяется на горизонтальный участок скважины. ее оценивают на глубине не менее 13 м от поверхности дна в самом глубоком месте русла. Условная граница бурения повышается относительно своего самого низкого положения на криволинейных участках продольного профиля на величину по мере удаления в сторону берегов от крайних точек горизонтального участка.

Дх2 1002

М = — =-

2Й 2*1428

= 3.6 м

(8)

В зависимости от диаметра нефтепровода Дн и высот Я1,Я2 определяют параметры продольного профиля (высоты кривых Я/с; длины кривых максимальные углы кривых а).

От точек входа и выхода на берегах до горизонтальной вставки Длина участков ¿1, ¿2 вычисляется с учетом минимальных значений

Условная высота бурения за границами меженного русла уменьшается с учетом удаления буровых вертикалей от крайних точек горизонтального участка схематизированного русла. При этом при удалении на определенную отмету должна: на 50 м - не менее 12 м. на 100 м -не менее 8 м.

Примерное число разведочных скважин через каждые 100 м - 17-18, а также в пределах меженного русла - глубиной не менее 13 м от условной плоскости дна схематизированного русла.

Описание технологии процесса строительства

Организационно-технологическая схема производства работ по строительству подводного перехода методом горизонтально-направленного бурения включает в себя подготовительный и основной периоды строительства.

В подготовительный период выполняются следующие работы:

• приемка от Заказчика с привязкой на местности трассы будущего перехода;

• устройство подъездных дорог и переездов через действующий газопровод и водные преграды (ручьи);

• устройство монтажных площадок;

• транспортировка на место строительства техники, оборудования, грузов и материалов;

• монтаж и сварка дюкера;

• 100% неразрушающий контроль сварных стыков;

• предварительное испытание дюкера;

• изоляция сварных швов;

• монтаж бурового оборудования.

В основной период строительства проводятся работы по бестраншейной прокладке дюкера через водную преграду.

Данная схема бестраншейной прокладки каждой нитки перехода нефтепровода включает следующие основные технологические операции:

Этап I. Бурение пилотной скважины установкой горизонтально - направленного бурения с выходом буровой головки на противоположном берегу реки.

Этап II. Последовательное расширение пилотной скважины.

Этап III. Протаскивание рабочего трубопровода в расширенную фунтовую скважину.

Этап IV. Контроль сплошности изоляционного покрытия и гидравлическое испытание дюкера.

Этап V. Присоединение руслового участка к береговым.

Основное оборудование для бурения -установку, насосы располагают на правом берегу реки Обь. Буровую установку монтируют на основании из железобетонных плит согласно инструкции по монтажу установки XCMGXZ5000 и схеме монтажной площадки.

Буровую установку необходимо совместить с помощью теодолита точно на линии перехода после того, как будет определен азимут оси перехода. В точке забуривания отрывается входной приямок размером 2.5*3*2.5 м.

Вокруг буровой установки располагаются стеллажи со штангами, производится устройство котлована для выбуренной породы, завоз и складирование материалов. Монтаж системы приготовления бурового раствора осуществляется

по месту, исходя из удобства проведения работ и обслуживания оборудования.

На монтажных площадках № 2 и № 3 оборудуются пространства для складирования труб, которые необходимо класть на деревянные подкладки из брусьев. На этой площадке также устанавливаются роликовые опоры с обрезиненной поверхностью катков для протаскивания дюкера. Роликовые опоры устанавливаются по створу перехода на железобетонные плиты ПД 20.15-17 размером 1730*1480x180 мм уложенные на песчаное основание. Высота песчаного основания под каждую роликовую опору определяется по месту с учетом существующего рельефа площадки и обеспечения равномерного опирания дюкера на катки роликовых опор. Вместо железобетонных плит возможно использовать деревянные поддоны размером не менее 1200*1500 мм. Приямки для бурового раствора на монтажной площадке №2 устраиваются после выхода пилотного бура на поверхность земли.

Сварочно-монтажные работы включают в себя разгрузку и перемещение труб на монтажной площадке, сварку дюкера, 100 % неразрушающий контроль (например, радиографический) сварных стыков.

Для протаскивания методом ННБ в русловой части трубопровода 01020*32.3 мм перехода через реку Обь проектом предусмотрена плеть трубопровода по ТУ 20-28-40-96С из стали 17Г1С по ТУ 14-106-502, ГОСТ 1050-88 с заводской весьма усиленной изоляцией по ТУ 1394-00702066613-98.

При производстве сварочно-монтажных работ должны соблюдаться требования СНиП Ш-42-80*, ВСН 006-89, ВСН 004-88, ВСН 51-1-97, РД 558-97. Все поступающие для производства работ сварочные материалы подвергаются входному контролю.

Доставка труб на монтажную площадку осуществляется трубовозами, разгрузка труб -автокраном. Для предотвращения повреждения изоляции транспортные средства для перевозки труб должны иметь амортизирующие прокладки и эластичную (обрезиненную) опорную поверхность. Погрузка-разгрузка труб осуществляется по одной трубе с использованием мягких полотенец.

Перемещение и монтаж труб на площадке производится трубоукладчиками.

Сварка трубопровода должна производиться сварщиками, прошедшими квалификационные испытания и аттестованные для сварки соответствующей группы труб по диаметру и марке стали и имеющие соответствующую документацию.

Сварочные материалы и применяемые трубы должны пройти входной контроль на соответствие их проекту и техническим условиям на их поставку.

В состав работ по ручной электродуговой сварке труб газопровода в плеть на монтажной площадке входят:

• сборка труб в рабочую плеть с помощью центратора;

• сварка корневого слоя шва;

• ручная электродуговая сварка заполняющих и облицовочного слоев шва.

После сварки трубопровода производится 100% неразрушающий контроль сварных стыков. Контроль производится в соответствии с требованиями нормативных документов: СНиП III-42-80*; ВСН 006-89; ВСН-012-88; ГОСТ 14782-86; ГОСТ 7512-82*, РД 558-97.

Изоляцию сварных стыков нефтепровода в полевых условиях производить

термоусаживающимися манжетами фирмы «RAYCHEM» марки DIRAX 2800-24/2К, устанавливаемыми на эпоксидный праймер марки S1239-HRIMER-KIT-252 с использованием портативных пескоструйных аппаратов и подогрева пламенем горелки трубы и изоляционного материала до температуры 70°С в соответствии с технологической картой фирмы изготовителя. Изоляцию сварных стыков проводить после выполнения неразрушающего контроля и первого этапа гидравлических испытаний.

Работы следует производить в соответствии с ВСН 008-88 и ГОСТ Р 51164-98.

Расчетная часть

Материалом для строительства трубопроводов являются стальные бесшовные, электросварные прямошовные, спиралешовные и других специальных конструкций трубы, которые

изготавливаются из спокойных и полуспокойных низколегированных сталей.

Определим толщину стенки трубопровода.

Данный нефтепровод относится к В категории, для которой т = 0.60 по СП 20.13330.2016.

По сортаменту для трубопровода выбираем трубы импортного производства ТУ 20-28-40-96С с о-в = ДН = 588МПа, стт = Я ^ = 461МПа, кг = 1.34, *н = 1.

Расчетное сопротивление металла трубы:

fi

_ fij m _ 588 0.6 _ fcrfcH 1.34^1

263.7 МПа (9)

Толщина стенки трубопровода будет рассчитана с учетом коэффициента надежности по нагрузке от внутреннего давления пР = 1,15 по СП 20.13330.2016.

S =

ПррОд

1.15- 10.0 ■ 1.02

2^ (fí1+np^ р) 2^ (263.7+1.15 ■ 10.0)

= 0.0203 м (10)

Полученное расчетное значение толщины стенки округляется до ближайшего большего по сортаменту, равного: 5Н = 0.021 м, ДВН = 978 мм. Для данного района прокладки трубопровода максимальный перепад температур между температурой самого теплого и самого холодного месяца года составляет: Ж = +510С.

Продольные напряжения вычисляют по формуле:

^ПРЛ! = ^п

+ °ПРР = —at ■ Е ■ + 0,3

•Р^в

25н

1.15 10.0 0.978

= —1.2 ■ 10-5 ■ 2.06 ■ 105 ■ 51 + 0,3-= —48.2 МПа

2 0.021

(11)

п

р

где С — коэффициент линейного расширения

металла трубы, для стали

= 1.2 • 10-5град, Е — модуль Юнга, для стали Е = 2.06 • 105МПа.

Знак «минус» у полученного результата означает, что присутствуют осевые сжимающие напряжения, поэтому необходимо рассчитать

коэффициент ^ , который учитывает двухосное

напряженное состояние металла труб:

=

1°прм1

1 — 0.75(1^) —0.5^ = J1 —0.75

р-48.2^2 _ ( 263.7 )

0.5^=0.896

(12)

По формуле пересчитываем толщины стенки нефтепровода:

значение

S =

V он

1.15 10.0 1.02

2(^r fij.+np^ р) 2^ (0.896 ■ 263.7+1.15^ 10)

■ = 23.7мм

(13)

263.7

Ближайшее значение толщины стенки по Тогда значение продольных осевых

сортаменту равно 26 мм. напряжений будет равно:

йвн = 1020 - 2 • 26 = 968 мм

°ПРМ =

ПР£

+ °ПРР = -• Е • + 0.3

пР • р • Д

ВН

25н

= -1.2 • 10-5 • 2.06 • 105 • 51 + 0.3-

1.15 • 10 • 0.968 2 • 0.026

(14)

= -64.3 МПа

Тогда:

^1-0.75 - 0.5= - 0.75 (

|-64.3| 263.7

)2 - 0.51—64.31 = 0.855

263.7

8 = ■

Пр-рОд

1.15-10.0-1.02

2(^1-й1+np-p) 2- (0.855 • 263.7+1.15 • 10.0)

■ = 24.7 мм

(15)

(16)

Принимается толщина стенки трубы. равная 26

мм.

Выводы

В работе рассмотрена одна из наиболее перспективных на сегодняшнее время технологий сооружения подводных переходов магистральных трубопроводов - методом ННБ. В ходе работы рассмотрены расчеты для строительства перехода трубопровода через препятствие - реку Обь.

На начальном этапе проектирования работ инженерам необходимо обратить внимание на ряд значимых для выбора способа строительства факторов. включающих в себя: местность. особенности грунтов. залегающих на данной территории. температурные особенности климата местности. гидрогеологические условия. тип руслового процесса. В статье были проведены расчеты толщины стенки для строительства ПП нефтепровода диаметром 1020 мм. рабочим давлением 10.0 МПа и длиной 1718 м через р. Обь; территориально участок расположен в Ханты-Мансийском автономном округе. В результате произведенных расчетов была получена величина оптимальной толщины стенки. равная 26 мм.

Список использованных источников

1. ВСН 010-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Подводные переходы. - М.: Миннефтепроводстрой. 1990. - 103 с.

2. ВСН 006-89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка. -М.:Миннефтегазстрой. 1990. - 216 с.

3. ВСН 004-88 Строительство магистральных трубопроводов. Технология и организация.

4. ВСН 008-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая изоляция. М.:Миннефтегазстрой. 1990. - 103 с.

5. ВСН 011-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание. - М.:Миннефтегазстрой. 1990. - 98 с.

6. ГОСТ 14782-86. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые.

7. ГОСТ 7512-82. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод

8. ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования защиты от коррозии / Госстрой СССР. - М: ЦИТП Госстроя СССР. 1999. - 42 с.

9. Забела К.А.. Краснов В.А.. Москвич В.М. Безопасность пересечения трубопроводами водных преград. - М.: Недра. 2001. - 194 с.

10. ОР-75.200.00-КТН-088-12. Порядок технической эксплуатации переходов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через водные преграды и малые водотоки.

11. ОР-91.200.00-КТН-350-09. Порядок организации и осуществления строительного контроля за соблюдением проектных решений и качеством строительства подводных переходов магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов.

12. Подпорные стены. судоходные шлюзы. рыбопропускные и рыбозащитные сооружения /Госстрой СССР. - М.: ЦИТП Госстроя СССР. 1989.

13. РД 75.200.00-КТН-404-09. Нормы проектирования переходов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через водные преграды. - М.: ОАО «АК «Транснефть». 2009. - 140 с.

14. РД 91.040.00-КТН-308-09. Строительство подводных переходов нефтепроводов способом наклонно-направленного бурения. - М.: ОАО «АК «Транснефть». 2009. - 77 с.

15. РД 91.200.00-КТН-044-11. Регламент применения балластирующих устройств при проектировании и строительстве магистральных трубопроводов.

16. СНиП 23-01-99*. Строительная климатология / Госстрой России. - М.: ГУП ЦПП.

2000. - 58 с.

17. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России. - М.: ГУП ЦПП.

2001. - 60 с.

18. СНиП Ш-42-80. Магистральные трубопроводы / Госстрой России. - М.: УП ЦПП. 2001. - 75 с.

19. Сооружение подводных переходов газонефтепроводов методом наклонно-направленного бурения: Учебно-методическое пособие / О.Н. Благов. Г.Г. Васильев. Ю.А.

Горяинов и др. - М.: ООО "Типография ИПО профсоюзов Профиздат", 2003. -318 с.

20. СП 48.13330.2011 Организация строительства.

21. Технология сооружения газонефтепроводов: Учебное пособие / Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев,

А.Г. Гумеров, А.Е. Лаврентьев. - Уфа: Нефтегазовое дело, 2007. - 632 с.

22. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов: Учебное пособие / Л.И. Быков, Ф.М. Мустафин, С.К. Рафиков, A.M. Нечваль, А.Е. Лаврентьев. - СПб: Недра, 2006. - 824 с.