Разработка методов повышения устойчивости северных газопроводов

Шарыгин, Валерий Михайлович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка методов повышения устойчивости северных газопроводов
ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Разработка методов повышения устойчивости северных газопроводов"

ШАРЫГИН ВАЛЕРИЙ МИХАЙЛОВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ СЕВЕРНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Специальность 25.00.19 - "Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

—

ШАРЫГИН ВАЛЕРИЙ МИХАЙЛОВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ СЕВЕРНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Специальность 25.00.19 - "Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Работа выполнена в филиале Общества с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий — ВНИИГАЗ" — "Севернипнгаз", г. Ухта

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Зорин Е.Е. доктор технических наук Чабуркин В.Ф. доктор технических наук Димов Л.А.

Ведущее предприятие: ОАО "Гнпрогазцентр", г. Нижний Новгород

Защита состоится ',?/)" декабря 2006 г. в 13м ч на заседании диссертационного совета Д 511.001.02 при ООО "ВНИИГАЗ" по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, поселок Развилка.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО "ВНИИГАЗ".

Автореферат разослан " из _" ноября 2006 г.

совета, кандидат технических наук

Ученый секретарь диссертационного

Курганова И.Н.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Увеличение объемов транспорта газа в первую очередь зависит от освоения новых газоконденсатных месторождений (ГКМ) Крайнего севера России, например, п-ва Ямал. Для перекачки возрастающих объемов газа необходимо сооружать новые магистральные газопроводы (МГ) в сложных климатических и геокриологических условиях данных регионов. Проблема обеспечения устойчивости северных газопроводов полностью в настоящее время не решена, о чем свидетельствует опыт эксплуатации системы МГ с Ямбургского ГКМ на головном участке прокладки. Известна низкая работоспособность ряда использованных средств закрепления газопроводов, эксплуатируемых на вечной мерзлоте сплошного распространения. В ближайшее время планируется строительство линейной части газотранспортной системы с п-ва Ямал, где потребуется применение надежных, технически и экономически эффективных решений по способам прокладки и закрепления МГ.

Проблему устойчивости МГ необходимо решать не только на стадии строительства, но и как показывает практика, в период эксплуатации при нарушении проектного положения участков газопроводов или при повторной их укладке на болотистых и обводненных участках трассы. Приведение таких участков в проектное положение зачастую является более сложной задачей, чем укладка газопровода на стадии строительства из-за ряда возникающих специфических организационно-технических вопросов. Основной из них -достоверная оценка несущей способности участков действующих газопроводов, находящихся в эксплуатации до 30 и более лет, с целью применения безвырезной технологии ремонта.

В настоящее время у проектировщиков доминирует консервативный подход при выборе методов прокладки и средств закрепления газопроводов, ориентированный на замену труб, вырезаемых из участков, находящихся в непроектном положении. Последующее закрепление этих участков в траншее выполняется, как правило, материалоемкими и жесткими балластирующими конструкциями, чаще всего железобетонными утяжелителями, ненадежными при эксплуатации в обводненных слабонесущих грунтах с периодическим оттаиванием — промерзанием.

Следовательно, разработка методов повышения устойчивости северных газопроводов, включающая оценку работоспособности средств закрепления

трубопроводов в сложных условиях и рекомендации по обеспечению их устойчивости, является актуальной как для строящихся, так и для действующих систем магистральных газопроводов и выполняется в соответствии с приоритетными направлениями развития науки и техники ОАО "Газпром".

Цель днссертацнонной работы: разработка и экспериментально-теоретическое обоснование методов повышения устойчивости северных газопроводов в процессе их строительства и эксплуатации.

Основные задачи работы:

- систематизация существующих методов закрепления трубопроводов в сложных условиях обводненных и вечномерзлых грунтов;

- разработка методов натурных, полевых, лабораторных исследований трубопроводов и средств их закрепления в мерзлых и талых грунтах максимальной обводненности;

- исследования температурного состояния и ореолов оттаивания в системе "труба - основание" и тенденций их изменения в начальный период эксплуатации газопроводов, проложенных на вечной мерзлоте;

- экспериментальная проверка в полевых, лабораторных и натурных условиях средств закрепления трубопроводов в виде железобетонных утяжелителей, анкеров и грунтозаполняемых геотекстильных материалов;

- разработка методики, проведение полигонных испытаний дефектных труб, вырезанных из действующих магистральных газопроводов и определение их предельной несущей способности;

- разработка новых способов и устройств с применением полимерных материалов (нетканых синтетических, стеклопластиков) для закрепления прямолинейных участков газопроводов при строительстве, реконструкции или переизоляции;

- расчетное обоснование и разработка новых методов обеспечения устойчивости искривленных, всплывших на болотах и в руслах малых водотоков участков действующих газопроводов с применением безвырезных технологий ремонта;

- разработка патентной и нормативно - технической базы для использования новых методов прокладки и закрепления газопроводов применительно к сооружаемым, действующим и реконструируемым участкам МГ.

Научная новизна результатов работы,

Расчетно-экспериментальными методами исследований доказана для условий вечной мерзлоты работоспособность конструктивных решений по балластировке и прокладке газопроводов с применением эластичных полимерных грунтозаполняемых материалов (геотекстиль, стеклопластик) по сравнению с железобетонными утяжелителями и стальными анкерными устройствами. Определены закономерности и тенденции изменения температурного состояния и ореолов оттаивания вечномерзлого грунта в первые годы эксплуатации магистральных газопроводов на участке Ямбург-Ныда, позволившие дифференцированно оценить эффективность различных методов их закрепления (балластировки).

Доказана техническая возможность обеспечения устойчивости искривленных участков на болотах, провисающих и размытых участков на переходах через малые водотоки, без вырезки труб со снижением в них уровня напряжений путем расчетной коррекции очертания оси газопровода. Разработан новый метод прокладки реконструируемого газопровода, пролегающего в глубоком торфяном болоте, с аналитическим обоснованием оптимального количества балласта, обеспечивающего заданное значение стабилизированной осадки газопровода.

Впервые в мировой практике разработаны и экспериментально проверены стеклопластиковые грунтозаполняемые полимерно-контейнерные устройства, способные заменить железобетонные утяжелители при балластировке северных газопроводов. Разработаны и теоретически обоснованы комплексные технические решения по методам переукладки и закрепления участков эксплуатируемых газопроводов с применением нетканых синтетических материалов и полимерно-контейнерных устройств, которые позволяют одновременно снизить напряжения в стенках трубы, обеспечить устойчивость участков и экономичность ремонтных работ в целом.

Защищаемые положения

1. Разработка методов экспериментальных исследований взаимодействия вечномерзлых грунтов с газопроводами и закрепляющими (балластирующими) конструкциями, которые дают возможность оценить их эффективность для повышения устойчивости северных газопроводов.

2. Обоснование тенденций изменения температурного состояния и ореолов оттаивания вечномерзлых грунтов на участке газопроводов Ямбург-Ныда в начальный период эксплуатации, анализ влияния отмеченных изменений на устойчивость северных газопроводов и работоспособность средств их закрепления.

3. Расчетно-экспериментальное и экономическое обоснование преимуществ эластичных и долговечных полимерных материалов (геотекстилей, стеклопластиков), используемых в качестве грунтонесущих элементов, составляющих основу конструктивных решений по прокладке и закреплению газопроводов в сложных трассовых условиях.

4. Разработка новых методов восстановления устойчивости участков газопроводов, находящихся в непроектном положении на болотах и в руслах малых водотоков с применением полимерных материалов.

5. Расчетно-теоретическое обоснование обеспечения устойчивости искривленных участков действующих газопроводов на болотах и пересечениях малых водных преград.

6. Разработка на базе экспериментальных исследований принципиально новых грунтозаполняемых полимерно-контейнерных устройств (ПКУ) из стеклопластика взамен железобетонных утяжелителей для балластировки газопроводов.

Практическая значимость диссертационной работы заключается в том, что основные ее положения, расчетные методики, важнейшие элементы технологии отражены в нормативно-технических документах: рекомендациях и стандартах предприятия ООО "Севергазпром", рекомендациях для ООО "Тюментрансгаз", технических условиях, действующих ВСН.

Технические решения по балластировке и методам прокладки защищены авторскими свидетельствами и патентами на изобретения и внедрены на ряде линейных объектов ООО "Тюментрансгаз" и ООО "Севергазпром". Так, комбинированный способ балластировки с применением НСМ (а.с. №1645720) внедрен в объеме 60,9 км на головном участке системы газопроводов Ямбург-Ныда при строительстве.

контейнерных устройств - всего более чем на 40 объектах транспорта газа. Среди них - газопроводы диаметром 1020 + 1420 мм: Ухта - Торжок, Пунга

- Ухта, Пунга - Ухта - Грязовец, Грязовец — Ленинград, Грязовец - Торжок. Общий экономический эффект от внедрения оценивается на уровне 500 млн. руб. в ценах 2006 г.. Кроме того, технические решения с применением НСМ и ПКУ заложены в ряд проектов строящихся и ремонтируемых газопроводов следующими проектными организациями: филиалом ООО "ВНИИГАЗ" -"Севернипигаз" (г. Ухта), ООО "Промпроект" (г. Ижевск), ООО "Нефтегазгеодезия"(г. Санкт - Петербург), ООО "Подводсервис" (г. Москва).

— совещании "Современные материалы и технологии в дорожном, промышленном и гражданском строительстве в условиях Крайнего Севера"(г. Сыктывкар, 2002); НТС ОАО "Газпром" "Техническое обслуживание и ремонт газопроводов. Разработка и внедрение технологий, оборудования и материалов по ремонту изоляционных покрытий и дефектных участков труб, включая дефекты КРН, на магистральных газопроводах ОАО "Газпром" (г. Ухта, 2003); Втором Региональном семинаре - совещании "Современные материалы и технологии в дорожном, промышленном и гражданском строительстве в условиях Российского Севера" (г. Сыктывкар, 2005); Международной конференции "Газотранспортные системы: настоящее и будущее — GTS - 2005" (г. Москва, ВНИИГАЗ, 2005); Выставке - семинаре "Новые технологии в газовой

промышленности" (г. Москва, июнь 2004); 3-ей Российской выставке с международным участием "Реконструкция, ремонт, строительство" (г. Москва, ноябрь 2004); Московском Международном форуме нефти и газа "МСЮШ -2005г" (г. Москва, февраль 2005); IV Международном трубопроводном форуме "Трубопроводный транспорт - 2005" (г. Москва, май 2005); 8-ой Московской Международной выставке "Нефть и газ - 2005" (г. Москва, июнь 2005); V Международном трубопроводном форуме "Трубопроводный транспорт - 2006" (г. Москва, апрель 2006).

Публикации.

Общее число опубликованных по теме диссертации научных работ - 81, из них авторских свидетельств и патентов на изобретения - 18, статей, обзоров и брошюр - 43, монографий - 1, докладов - 15, нормативно-технических документов - 6. Из общего числа работ 8 опубликованы в изданиях, включенных в «Перечень...» ВАК РФ.

Структура работы. Диссертационная работа включает введение, шесть глав, общие выводы и библиографический список. Объем работы - 314 страниц машинописного текста, включая 127 рисунков и 30 таблиц. Библиографический список содержит 274 наименования.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель и задачи исследований, научная и практическая значимость результатов работы, приведена структура диссертации.

Первая глава посвящена вопросу систематизации известных средств и методов прокладки, балластировки и закрепления трубопроводов на обводненных, заболоченных территориях, в том числе на вечной мерзлоте, пучинистых и просадочных грунтах, на уклонах трассы и переходах через малые водотоки (ручьи, речки, протоки и т.д.).

Разработке вопросов устойчивости трубопроводов, выраженных в конкретных технических решениях по их прокладке, балластировке и закреплению в сложных условиях, посвящены работы многих отечественных ученых и специалистов: Васильева Н. П., Димова Л. А., Мухаметдинова X. К., Плешакова Е. Я., Решетникова А.Д., Харионовского В. В., Черния В. П.. Ряд конструкций и методов анкерного закрепления трубопроводов

разработаны специалистами ведущих иностранных государств: США, Японии, Великобритании.

В процессе анализа патентно-информационной литературы с глубиной поиска до 35 + 40 лет выявлено огромное число решений в данной области техники. В связи с этим потребовались систематизация и упорядочение с целью классификации материалов по общим и отличительным признакам, по составу решаемых задач в зависимости от условий строительства и эксплуатации, нагрузок и воздействий на трубопровод, параметров прокладки и внешней среды.

Анализ всего многообразия технических решений привел к выделению двух существенно различающихся между собой групп методов обеспечения устойчивости трубопроводов. Первая группа методов относится к снижению негативных воздействий в системе "трубопровод-основание" и объединяет мероприятия при прокладке, ограничивающие продольные усилия и изгибающие моменты в трубопроводе, обеспечивающие устойчивость грунтового основания и массива засыпки, окружающего трубопровод.

Вторая группа объединяет способы и конструктивные решения по закреплению трубопроводов на дне траншеи при их прокладке.

В этой группе широко представлены конструкции и методы закрепления трубопроводов с помощью анкеров. Анкерные устройства (АУ) обладают незначительной материалоемкостью и высокой удерживающей силой. Надежность работы АУ определяется не только прочностью анкерной цепи, значением усилий выдергивания элементов, внедряемых в массив грунта, но и определенной мерой податливости устройства, необходимой, например, в пучинистых вечномерзлых грунтах. С перемещением регионов строительства магистральных трубопроводов на крайний Север с территориями распространения вечной мерзлоты, стали интенсивно развиваться методы закрепления трубопроводов с помощью так называемых вмораживаемых АУ.

Надежность вмораживаемых АУ существенно возросла при устройстве в анкерной цепи компенсаторов пучения различных конструкций. Методы установки вмораживаемых АУ связаны со способом образования скважины. Известны четыре способа: механическое бурение, пароотаивание, электропротаивание, огнеструйное (виброогнеструйное) бурение, а также их комбинированное применение.

Анкерные устройства, устанавливаемые в талый грунт, подразделяются на завинчиваемые и внедряемые без вращения путем забивки или задавливания, выстреливания, а также опускания в пробуренную скважину.

Самым распространенным методом балластировки трубопроводов, прокладываемых в обводненной и болотистой местности, является применение железобетонных утяжелителей (ЖБУ).

Конструктивное исполнение ЖБУ включает пять разновидностей: П -образные, кольцевые, поясные, сборно-блочные и заливаемые твердеющие растворы, в том числе системы типа "труба в трубе" с межтрубным цементно-песчаным заполнителем.

Развитие метода балластировки трубопроводов с помощью ЖБУ шло по следующим направлениям: а) повышение прочности, устойчивости и безопасности эксплуатации трубопроводов; б) повышение устойчивого положения на трубопроводе; в) увеличение балластирующей способности; г) обеспечение сохранности противокоррозионной изоляции на трубопроводе при установке и эксплуатации.

Недостатки применения ЖБУ состоят в их высокой стоимости и недостаточной надежности для пучинистых грунтов вечной мерзлоты. В системе магистральных газопроводов на участке Ямбург — Ныда выявлены сотни всплывших участков газопроводов, забалластированных железобетонными утяжелителями типа УБК, УБО. То же можно сказать о вмораживаемых АУ. Общее растепление вечной мерзлоты в первые годы работы газопровода привело к массовым всплытиям его участков. Жесткие связи в системе "трубопровод - закрепляющая конструкция - грунтовое основание" в период пучения промерзающего грунта не выдерживают усилий, возникающих при подъеме трубопровода и разрываются в силу того, что не способны компенсировать вертикальные перемещения трубопровода и перераспределить их между отдельными закрепляющими устройствами. Кроме того, взаимодействие этих устройств с трубопроводом создает значительные локальные нагрузки, повреждающие изоляционное покрытие и вызывающие повышение напряжений изгиба в стенке труб.

В начале 80-х годов были начаты исследовательские и практические работы по освоению нового метода балластировки газопроводов с использованием грунтозаполняемых гибких материалов — технических тканей, пленок, геотекстильных полотен. Массовое применение нетканых

синтетических материалов (НСМ) произошло на МГ Ямбург — Ныда. С течением лет данное направление быстро развивалось.

К настоящему времени сложился перспективный класс утяжелителей из грунтозаполняемых гибких материалов и устройств из них, а также способов балластировки с использованием этих материалов (рис.1).

Рис. 1 — Блок — схема утяжелителей из грунтозаполняемых гибких материалов и способы их установки на трубопровод

Выделены три группы. Это способы прокладки с гибкими коврами, способы и устройства прокладки с гибкими полосами, устройства — контейнеры с гибкими стенками.

Наиболее распространенным способом балластировки является применение грунтозаполняемых гибких ковров из геотекстильных, в том числе нетканых синтетических материалов. Этот способ, а также грунтозаполняемые мешки из технической ткани типа КТ (контейнер текстильный) вошли в состав действующих нормативных документов.

Научное обоснование работоспособности разных методов и устройств закрепления (балластировки) трубопроводов на вечной мерзлоте может быть получено в результате экспериментальных, в т.ч. натурных исследований ряда параметров состояния системы "трубопровод — закрепляющая конструкция - грунтовое основание": температуры стенки трубы и грунтового массива, очертаний и максимальных глубин ореолов оттаивания, характеристик средств и методов закрепления газопроводов.

Во второй главе разработана методика и приведены результаты экспериментальных исследований теплового взаимодействия магистральных газопроводов с вечномерзлыми грунтами на головном участке Ямбург-Ныда. Исследования проводили в начальный период эксплуатации после сооружения газопроводов на протяжении 3+5 лет, когда процессы тепловлажностного и механического взаимодействия трубопровода с грунтом протекают наиболее интенсивно.

Эффективным методом прогнозирования состояния грунтового основания и его несущей способности является контроль температуры и ореолов оттаивания грунта, окружающего газопровод, потому что температура - один из решающих факторов, определяющих свойства грунтового основания. Регулярные объективные данные по температурам и ореолам оттаивания грунта позволяют определить тенденции изменения условий эксплуатации газопровода, работоспособности средств закрепления, обеспечивающих его устойчивость.

В ходе исследований были поставлены и решены следующие задачи:

- подготовлены, проверены и установлены средства измерений температуры грунта и стенки трубы в выбранных сечениях газопроводов;

- определены сезонные изменения температуры грунта по глубине на различных расстояниях от оси газопровода;

- оценена взаимосвязь температуры стенки трубы с температурой окружающего основания;

- определены температурное и агрегатное состояние фунта в объеме траншеи с трубопроводом при эксплуатации в течение 3-=-5 лет;

- установлены максимальные сезонные температуры грунта и их изменения по годам эксплуатации;

- разработана методика численного моделирования зависимости глубины оттаивания от ряда факторов и получено разрешающее выражение этой зависимости;

- проведены экспериментальные исследования ореолов оттаивания по сечениям МГ и сопоставлены значения максимальных глубин с расчетными данными.

Температуру поверхности трубы и окружающего фунта определяли в термопоперечниках трассы первых трех ниток МГ Ямбург-Елец с помощью термокос.

Ореолы оттаивания вокруг МГ Ямбург-Елец определяли экспериментально с помощью металлического щупа, а также расчетными методами: численным и аналитическим. Выполнена оценка вклада основных факторов, определяющих глубину ореолов оттаивания, а именно температуры стенки трубы; толщины снежного покрова в течение зимнего периода; высоты обваловки над дневной поверхностью грунта; ширины основания обваловки; влажности грунта обваловки (торф); влажности массива грунта в траншее (минеральный грунт). Использована теория планирования эксперимента, на базе которой получена зависимость:

у=х0+0,2666х,+0,015х2+0,0313х3+0,0022х4+0,7х5+ ( 1 )

+0,1385x6-0,1813- х,х6 - 0,046 х5х6,

где XI - толщина снегового покрова; х2 — высота обваловки; х3 — ширина обваловки; х4 - влажность обваловки (торфа); х5 - температура трубы; х6 — влажность минерального грунта в траншее; х0 = 2,4917 м — глубина оттаивания по средним значениям факторов.

Выделено два температурных режима работы газопроводов по изменению среднегодовой температуры стенки трубы. Так, система МГ Ямбург-Елец работала в режиме компрессорной подачи газа (кроме летних месяцев), а, например, пятая нитка МГ Ямбург-Тула 1 - в бескомпрессорном режиме, когда газ, минуя компрессорную станцию, непосредственно поступал с промыслов в магистральный газопровод.

Среднегодовая температура стенки трубы по ходу газа от КС «Ямбург» дает возможность определить границы «горячих», «теплых», «холодных» участков газопроводов Ямбург-Елец и Ямбург-Тула 1 в соответствии с известной классификацией.

Определен также «горячий» участок для МГ Ямбург-Елец, на котором температура трубы 4тр>0 в течении всего года. Длина его для самого холодного периода года составляет хгор= 60 км. «Теплые» и «горячие» участки трассы характерны тем, что на них с годами развиваются ореолы оттаивания, нарушающие устойчивость газопроводов при недостаточном его закреплении.

Экспериментальные исследования температурного состояния грунтового основания вокруг газопроводов Ямбург-Елец, Ямбург-Тула 1 в период максимального развития ореолов оттаивания и потепления

нижележащих слоев вечномерзлого грунта (сентябрь - октябрь каждого года эксплуатации) показали повышение температуры с годами в начальном периоде эксплуатации. Данный факт установлен по всем термопоперечникам МГ Ямбург-Елец на 2-ом, 75-ом, 130-ом, 142-ом км трассы (см. рис. 2).

Г.С

/ /

у /

/ / [

/с

годы

0,5 1,0

1,5

2,0

2,5 3.0 3,5

Рис. 2 — Изменение температуры грунта (1:0С) по годам 1987...1992 г.г. (а....е) на расстояниях 1,66 м (А); 4,6б(Б) от оси газопровода Ямбург-Елец 2, км 2 на различных глубинах в диапазоне 0,5-5-3,5 м, максимальной температуры грунта под трубой (1пт) на расстоянии 1,2 м от оси и температуры трубы (1тр).

Наблюдается рост температуры грунта на расстояниях 1,66 м; 4,66 м; 1,2 м (под трубой) от оси газопровода.

Потепление вечномерзлого грунта с годами отмечено и для «холодного» участка МГ Ямбург-Тула 1, км 149. Термокоса установлена по окружности трубы и по периметру нижней части траншеи.

Измерения, проведенные в августе-сентябре, показали определенный рост температуры мерзлого массива грунта с годами. Так, температура массива грунта, окружающего газопровод, в течение 4-х лет наблюдений возросла от минус 1,0 °С до минус 0,1 °С.

По ореолам оттаивания установлено, что экспериментальные данные характеризуются значительным разбросом по сравнению с расчетными

результатами (см. рис. 3).

-3,0 -2,0_-1.0_0_КО_2.0 х,м

6 N 7 \ М>--

8\ \ \ \ ■ \\ 4 \\ 2,0 /

\\\ \ \ \\ \ уот \ 3.0 - -7 "7""" / \ / / 1 ^ 3 --

X ! 7 "" Л

Н.м

Рис. 3 — Ореолы оттаивания вокруг газопровода Ямбург — Елец, км 2. Справа — экспериментальные данные: 05.07.88 г (1), 24.09.88 г (2), 18.06.89 г (3), 07.09.89 г (4), 12.09.91 г (5); слева - расчетные: июнь (6), июль (7), сентябрь (8).

Разброс экспериментальных кривых нулевой изотермы весьма значителен как по максимальной глубине под трубой, так и по очертанию кривых. Это объясняется главным образом режимом работы КС.

Расчетные очертания ореолов получены на базе среднегодовой температуры численным методом по конечно — разностной схеме, без учета режимов работы КС. Расчет продолжался до стабилизации положения нулевой изотермы (примерно три года), при этом значение имеет рассматриваемый месяц, для которого производился расчет.

Соотношение максимальных значений глубины оттаивания под трубой, определенных различными методами для МГ Ямбург-Елец, км 2, км 75 по годам, показывает их медленный рост.

В целом, результаты исследования теплового взаимодействия системы «газопровод-грунт» в первые годы эксплуатации показывают растепление грунтов околотрубного пространства как верхних слоев массива, испытывающих циклы сезонного оттаивания - промерзания, так и нижних слоев ненарушенной вечной мерзлоты в области отрицательных температур. Установленное нарастающее с годами повышение температуры вечномерзлого грунта и развитие ореолов оттаивания вызывает нарушение устойчивости газопроводов и средств их закрепления, работающих на принципе смерзания с грунтом, к которым относятся вмораживаемые анкерные устройства.

Третья глава посвящена экспериментальным исследованиям методов закрепления газопроводов с помощью железобетонных утяжелителей, вмораживаемых анкеров и геотекстильных грунтозаполняемых ковровых материалов.

Объективная оценка работоспособности методов закрепления МГ может быть получена по результатам их практического применения. Опыт строительства и эксплуатации системы МГ с Ямбургского ГКМ на участке вечной мерзлоты Ямбург-Ныда дал возможность оценить работоспособность ряда проектных решений по закреплению (балластировке) газопроводов в сложных геокриологических условиях данного региона.

Первоначальные проектные решения по первой нитке МГ Ямбург-Елец предусматривали сплошную балластировку железобетонными утяжелителями (ЖБУ) типа УБО-1, УБК-1,4, а также теплоизоляционных экранов. Всего на участке Ямбург-Ныда протяженностью 185 км было заложено 118700 ед. ЖБУ и 81 км экранов. В процессе согласований количество утяжелителей было снижено на 17%. Параллельно по ведомости возможной замены на МГ Ямбург-Елец 1 была включена балластировка грунтом с НСМ в объеме 5,9 км и закрепление вмораживаемыми стержневыми анкерами без компенсаторов в объеме 9,75 км (1554 пары). Экраны повсеместно были исключены. На последующих нитках стали широко использовать взамен ЖБУ вмораживаемые АУ и НСМ с грунтом.

Рассмотрим результаты натурных исследований состояния газопроводов, закрепленных разными способами. Так, через 1,5 года после сооружения головного отрезка трассы Ямбург-Елец 2 всплыло в общей сложности 11 участков протяженностью 2740 м, закрепленных

однодисковыми и стержневыми АУ, установленными без компенсаторов пучения.

Установка в цепь стержневого анкера компенсатора непрерывного действия конструкции Киевского филиала ВНИИПКтехоргнефтегазстроя на участке км 57-77 лупинга Ямбург-Елец 1 в объеме 3 км позволила повысить работоспособность АУ. После двух лет эксплуатации всплывших участков не зафиксировано.

В первые годы эксплуатации на сложных отрезках трассы первых ниток системы МГ Ямбург-Елец проявились недостатки применения ЖБУ. Зафиксирован ряд размытых участков с железобетонной пригрузкой по причине вымывания мелкодисперсного грунта и протекания процесса солифлюкции (скольжения) на уклонах трассы. При интенсивном оттаивании структурно-нарушенного грунта засыпки в траншее утяжелители и трубопровод обнажаются, траншея размывается, частицы грунта выносятся потоками воды.

Ненадежно ведут себя утяжелители на обводненных поворотных участках трассы. При взаимодействии выталкивающей силы и продольных усилий сжатия газопровод смещается в сторону, при этом даже такие устойчивые утяжелители как УБО или сходят с трубы, или наблюдается отрыв силовых поясов. Так, на одном из всплывших участков МГ Ямбург-Елец-1 (лупинг) длиной 150 м, из 80 установленных УБО на всплывшем участке сохранилось только 15 комплектов. У 21 комплекта оторвались пояса, которые утонули в разжиженном грунте вместе с блоками. На другом прямолинейном в плане участке длиной 160 м сохранились 45 комплектов УБО, из них только 15 комплектов были исправными.

По данным облета трассы Ямбург-Елец в пределах 19-186 км объем всплывших и оголенных участков, закрепленных вмораживаемыми АУ и ЖБУ, составил 2,04 % общей протяженности МГ.

Обследование технического состояния всего девятиниточного коридора системы МГ Ямбург-Ныда, выполненное ВНИИГАЗом в 2003-05 г.г., показало, что объем всплывших участков составил 6,5 % от общей протяженности газопроводов, а количество всплывших участков достигло 580 ед. В основном отказали анкерные системы, железобетонные пригрузы. Практически отсутствовали всплывшие участки, забалластированные грунтом с НСМ.

Для проверки работоспособности вмораживаемых ЛУ был проведен эксперимент на модели устройства в полевых условиях. Цель эксперимента -оценка ползучести мерзлого грунта при воздействии длительной вертикальной выдергивающей нагрузки на анкерный стержень, установленный в мерзлый грунт.

Лнкер завинчивали в мерзлый грунт с температурой минус 1,5 - 2,0 °С , затем прикладывали постоянную выдергивающую нагрузку, равную 63 кН.

Данная нагрузка соответствует выталкивающей силе воды, действующей на один анкерный стержень при расстановке анкерных пар с шагом 10 м на трубопроводе диаметром 1420x15,7 мм и создает среднее напряжение сдвига на границе «сталь - грунт», равное 0,13 МПа.

В течение первых суток перемещений не зафиксировано, в дальнейшем скорость выхода анкера стабилизировалась на уровне 0,59 мм/сутки. После 10 суток вследствие резкого потепления скорость возросла до 1,1 мм/сутки. На 13 сутки перемещение анкера достигло критического значения, равного 10 мм.

Результаты испытаний говорят о том, что если в трассовых условиях обводненных грунтов на трубопровод с анкерами воздействует выталкивающая сила, то фактор ползучести мерзлого грунта приводит к постепенному выходу анкеров и всплытию газопровода.

Развитие метода балластировки с использованием НСМ требовало экспериментального обоснования. С целью расширения области применения НСМ для балластировки трубопроводов были поставлены и решены собственные задачи, основные из которых состояли в следующем:

- исследование особенностей взаимодействия системы «труба-НСМ-грунт» при недостаточной массе грунта засыпки и возможности повышения ее балластирующей способности;

- исследование балластирующего эффекта смеси минерального грунта с торфом;

- исследование эффективности НСМ для повышения устойчивости грунта засыпки на уклонах трассы свыше 3° против уноса водными потоками;

- постановка и проведение натурных экспериментов по определению перемещений трубопровода, забалластированного грунтом с НСМ, на вечной мерзлоте (на участке Ямбург-Ныда).

Первые три задачи решали методом лабораторных исследований на специальной установке в виде металлического лотка с измерительными средствами.

По результатам лабораторных испытаний с перенесением на натурный размер газопровода диаметром 1020x9 мм показана возможность обеспечения устойчивости газопровода против всплытия, если использовать в качестве балласта смесь торфа и песка, в которой содержание торфа по объему достигает 70 % (рю„ = 0,31 кг/дм 3), при этом смесь засыпается в ковры НСМ. Предложена новая зависимость удерживающей способности песка с НСМ:

Чгрнсм =Чгр+Угр[0,25^(1-0,2570 + 0,5Н(В-Б„)] (2 )

где Ягрнсм _ удерживающая способность грунта с НСМ, Н/м; 9гр - то же без НСМ; увзв — удельный вес грунта во взвешенном состоянии, Н/м3;Он -наружный диаметр трубы, м; Н - глубина траншеи; В — ширина траншеи по низу, м.

Формула (2) дает более близкие значения к экспериментальным результатам, чем аналогичная зависимость в действующих ВСН 39-1.9- 00398. Для исследования процесса грунтоуноса на уклонах трассы лоток устанавливали под разными углами и пропускали расчетное количество воды. Исследовали три варианта балластировки: а) песок без НСМ, б) песок в НСМ с открытой полостью, в) песок в НСМ с закрытой полостью по вновь разработанному комбинированному способу балластировки (рис. 4). Результаты приведены в таблице 1.

Рис. 4 - Схема комбинированного способа балластировки: 1 — трубопровод; 2 — полотно НСМ; 3 — балластирующий минеральный грунт; 4 — утяжелитель типа УБО; 5 - грунт отвала (торф); 6 - уровень воды.

Таблица 1 — Результаты массоуноса для углов ал = 3° и 6°

Вариант Масса грунта гагр для углов а

а,=3° <х2 = 6°

mrp, кг % ко всей массе mrp, кг % ко всей массе

а 5,5 19,4 7,5 26,4

б 4,8 16,9 6,9 24,3

в 0,05 0 0,1 0

Из таблицы видно, что конструкции а и б близки друг к другу по унесенной массе грунта, в то время как конструкция по схеме в снижает массоунос на два порядка.

Результаты данного эксперимента подтвердили эффективность комбинированного способа балластировки газопровода с замкнутыми полостями НСМ и использованием фиксирующих железобетонных утяжелителей по концам каждого блока засыпки (рис. 4).

Натурные исследования способов балластировки проводили на двух опытных участках действующих МГ: Ямбург-Елец 1, км 75; СРТО-Урал, км 146,6. Первый участок длиной около 100 м на 75 км МГ Ямбург-Елец 1 является поворотным в плане (34е), здесь балластировку проводили привозным песком, засыпаемым в ковры НСМ, которые затем были завернуты и закреплены. Пригрузы из железобетона на данном участке отсутствовали.

Второй экспериментальный участок длиной 195 м был выбран на болотистом отрезке трассы газопровода СРТО-Урал, характеризуемом высоким уровнем обводненности. На этом участке применили комбинированный способ балластировки. За каждым участком наблюдали порядка трех лет. На первом участке перемещения в плане составили ±0,15+0,2 м, но по причине существенной погрешности метода измерений удалось только оценить тенденцию перемещений в сторону увеличения кривизны участка. Вертикальные перемещения в пределах погрешности измерений составили +2-5-4 мм. Более заметные перемещения имели место в вертикальной плоскости на втором участке — они колебались в диапазоне 8-И1 мм, но и этот уровень перемещений практически не влиял на напряженное состояние данного участка газопровода.

В целом проведенные исследования показали, что способы балластировки с помощью грунта и НСМ в сложных условиях обводненных и вечномерзлых грунтов обеспечивают устойчивое положение газопроводов.

Четвертая глава посвящена расчетно-экспериментальным исследованиям состояния искривленных участков действующих газопроводов, проложенных на обводненных и заболоченных территориях, находящихся в непроектном положении.

Проблема ремонта и реконструкции газопроводов по обеспечению их устойчивого положения имеет свои особенности, усложняющие по целому ряду причин проведение работ по сравнению со строительством. Среди этих причин выделяется необходимость выполнения диагностики и обследования технического состояния ремонтируемого участка, проведение расчетного обоснования напряженного состояния и устойчивости для определения его пригодности к дальнейшей эксплуатации. Данный принцип может опираться только на достаточные резервы несущей способности труб, которые отработали к моменту ремонта длительные сроки.

Для оценки резервов несущей способности металла труб наиболее достоверные данные могут быть получены в ходе их экспериментальных исследований (трубных катушек, плетей), вырезанных из действующих газопроводов и имеющих дефекты различного происхождения. Когда параметры дефектного состояния трубы не удается выразить аналитически, например, по дефектам структуры металла, тогда действительную прочность трубы определяют по предельному давлению среды. Это давление отражает результат комплексного воздействия на трубу условий эксплуатации.

Сопоставление действительной прочности по предельному давлению среды с прочностью новой бездефектной трубы дает общее представление об изменении свойств металла газопровода в зависимости от срока эксплуатации газопровода.

Для новой бездефектной трубы в соответствии со СНиП 2.05.06-85 можно выделить проектный коэффициент запаса прочности бездефектной трубы кпр, определяемого зависимостью:

кпр=(пк,к11)/т ( 3 )

где п, кь к„, т - коэффициенты в соответствии со СНиП 2.05.06-85. Показатель реального запаса прочности кд =ррп1р/рп|МС1{т, где р|1а1р -

экспериментальное значение давления разрушения трубы, рпроект — проектное (рабочее) давление. Аналогично представляется коэффициент запаса по текучести металла трубы, если в качестве предельного состояния выбирается предел текучести:

Кпртек 0,9 К„/т 5 Кд х£к Стэкв/С7ки проект

где = -у/стк« —Сткц°пр " эквивалентное напряжение при текучести металла. При выполнении условий кд/кПроект > 1 »0; кд тск/кл пр„скт > 1,0 фактические резервы прочности и текучести выше нормативных требований.

Если имеются дефекты, характеризуемые утонением стенки трубы, коэффициенты кд, кд тек делят на расчетный коэффициент снижения прочности:

/А0 1

Чг = тн. 1 А/А° , I, (5)

1 —(А/А0Ч" 1

где М ~. I + 0,66-—— - коэффициент Фолиаса; А0, А - площади V вп5

проекций неповрежденной и остаточной толщины стенки в месте дефекта.

Было испытано девять труб с дефектами формы сечения (гофры, вмятины), коррозионными дефектами и смещениями сварных стыков, вырезанных из действующих газопроводов. Диаметр труб - 720-И 220 мм, срок эксплуатации 6+30 лет, материалы труб: сталь 17 ГС, сталь 17Г1С, сталь 17Г2СФ, сталь 09Г2С.

Для всех труб при испытаниях получено неравенство кд > кпроект даже без учета коэффициента V)/.

Давление разрушения составляло 8,0+12,0 МПа. Давление достижения состояния текучести труб - 9,0-1-11 МПа. Резервы несущей способности дефектных труб оказались достаточными для продолжения эксплуатации участков газопроводов после восстановления их устойчивости. Таким образом, результаты испытаний труб позволяют распространить область применения безвырезных технологий ремонта на ремонтируемые участки газопроводов со сроком эксплуатации вплоть до 30 лет.

Анализ напряженно-деформированного состояния (НДС) участка МГ в непроектном положении является неотъемлемой частью комплекса

диагностических работ по определению технического состояния участка и последующего технического решения по восстановлению его устойчивости.

Самый распространенный вид потери устойчивости подземных газопроводов в обводненных и заболоченных грунтах - всплытие участков на длине 150-=-300 м в вертикальной плоскости по причине необеспеченной балластировки. Для определения оптимального количества грунта-балласта, обеспечивающего устойчивость участков, необходимо определить его сопротивление перемещениям трубопровода.

Наиболее достоверные данные по грунтам, определяющие поведение участка при всплытии, получаются из анализа взаимодействия его с окружающим обводненным грунтом. С использованием апробированных методов анализа и введением определенных корректировок имеется возможность интегрально оценить свойства обводненного грунтового основания, в данном случае сопротивление засыпки подъему участка трубопровода. Для этого применяется уравнение энергетического баланса. Очертание симметричной кривой всплывшего участка задается синусоидой:

. у = , (6)

где Г - максимальный прогиб, п - показатель степени. Для несимметричных кривых используется сглаживание данных геодезического нивелирования полиномом шестой степени:

у= а0+а|х+а2х2+а_>х:,+а.(х4+а5х5+ а6х6 , ( 7 )

в котором коэффициенты аь аг, а^, а4, а^ а6 и свободный член а<> определяют по стандартной методике. Для кривой любого очертания уравнение энергетического баланса применительно к пластической модели грунта имеет вид:

к" р 2~= ~~4/^ (8)

1 1 ,, 2/у<1х 2//(у')2<1х

где к„ =0,5-|(у")2ах;кч =-2—¡кк =—й—— - корректирующие

I о 11 ТС I

коэффициенты относительно синусоиды ( 6 ) при п = 2, для которой ки = кч =

=Кц =1,0; EJ — изгибная жесткость; qN - сопротивление грунта; N0 -эквивалентное продольное усилие сжатия.

Из уравнения ( 8 ) получаем зависимость сопротивления грунта:

к„ Чя'Е-Л

ч"-к,иЧв J

Анализ 18 всплывших участков на газопроводах ООО «Севергазпром» показал, что половина их описывается синусоидой ( б ). Все участки работают за пределами устойчивости, когда N0 / >1, при ]\ко = 4 тс2 ЕЛ//2 -критическое Эйлерово усилие (рис.5).

Нагрузка Ц\, изменяется в широких пределах - минус 600+1300 Н/м. Знак минус указывает на то, что грунтовая среда создает выталкивающую силу.

Сопоставим распределенные нагрузки при всплытии газопроводов разных диаметров (табл. 2).

Номер участка

Рис. 5 — Графики распределения отношения усилий 1Чо/]ЧКр и нагрузки qN по номерам всплывших участков

Таблица 2 - Распределенные нагрузки при всплытии газопроводов разных диаметров_

Внх5, мм Цтр, Н/м Чвыт, Н/м Я„л, Н/м ЧЫшах^Н/м Ягр, Н/м Чгр/ ЧМтах

1420x16,5 5600 15500 9900 1340 11240 8,4

1220x12,5 3620 11470 7850 1300 9150 7,0

1020x9 2200 8020 5820 490 6310 12,9

Максимальное усилие сопротивления грунта Читпк> которое преодолевает осевая сила N0, меньше общего сопротивления грунта qr|) в 7+13 раз, т.е. практически на порядок. Из этого следует, что главной причиной всплытия трубопровода является выталкивающая сила воды, особенно на начальной его стадии. С другой стороны, достаточно высоким оказывается сопротивление засыпки подъему трубы = 6,3-И 1,2 кН/м). Возможно, в обводненной засыпке выталкивающая сила реализуется не в полной мере, соответственно, снижается сопротивление грунта qГp, а разность qГp- qШl = <1^ сохраняется. В этом случае для удержания всплывшего участка трубопровода в устойчивом положении возможно снизить объемы балластирующих средств. Нормативные документы независимо от типа болота предписывают закладывать утяжеляющие пригрузы, которые по весовой нагрузке во взвешенном состоянии (в воде) на 25+30% перекрывают плавучесть трубы, что существенно увеличивает стоимость балластировки, особенно если не учитывать балластирующую способность заторфованной засыпки.

Практика обследования всплывших участков показывает, что верхняя образующая арки возвышается над поверхностью грунта не более, чем на 0,8+0,9 для газопроводов диаметром 1020+1420 мм. Основная причина этого - вес части арки над поверхностью грунта. В этом случае энергетический баланс имеет вид:

А.ч =ЭН +ЭЧ + Эа, (10)

где Эа - энергия подъема надземной части арки. Для получения выражения сопротивления грунта с учетом энергии Эя необходимо выразить площадь проекции Ра надземной части арки на вертикальную плоскость:

где Г — стрела изгиба всей арки; ЛГ — стрела изгиба надземной части арки; / - длина арки.

Для упрощения интегрирования выражение (11) аппроксимируется степенной функцией К, =0,4Г/Д^'4, тогда вес Са надземной части арки равен:

С„ =0,4я^рст5ПДГМ, (12)

где = - относительный прогиб; £ - ускорение свободного

падения; рст - плотность стали; 3 - толщина стенки трубы.

Интегрируя функцию Ра и учитывая Са по формуле ( 12 ), получим энергию подъема арки:

Э, = 0,4я2ер„5/ /Г"'4ЛС М(1ДГ = 0,167т12!;р„5/Г(иЛГ2-4 ( 13 )

Уравнение энергетического баланса можно выразить в единицах силы:

^р+д./^+ч^-Г««, (14)

где Оа= 0,677ЙРс15/2; Вгр=2/2 /тс2.

Определим дк из уравнения ( 14 ):

Чщ — й I 1;> )

гр

Выражение ( 15 ) связывает сопротивление среды с действующими усилиями и вертикальными перемещениями арки.

На примере всплывшего участка газопровода сечением Внх5=1220х х12,5 мм получены кривые зависимости дк от Г для двух областей развития прогибов 0 £ К Ь и { > И, где И — глубина заложения газопровода. Первая область характеризует подъем трубы до выхода на поверхность земли, вторая - дальнейший подъем, когда верхняя образующая арки возвышается над дневной поверхностью (рис. 6).

Пятая глава посвящена разработке и расчетно-экспериментальной апробации новых методов и устройств, повышающих устойчивость северных газопроводов. Описана суть новых технических решений, защищенных патентами на изобретения. Формулы изобретений основаны на использовании энергетического подхода, а также на решениях теорий оболочек и строительной механики.

qv.II/M

3 1

1201 юос 800 600 400 200 0 0 \

/ \

/ / / / \ \

/ / У \ \ \

Л \ ч \

2 (1 ,4 0 \ ,6 0, к I ,0Л|>

0,1 0,3 0,5 0,7 0,9 1,1 1,3 1,5 1,7 1,9 2,1 ^м

Рис. 6 — Зависимость сопротивления грунта qN от величины подъема всплывшего участка I7, АГдля разных значений силы N0 = 5 МП (1), 7 МН (2), 9 МН (3)

Получено решение по корректировке очертания оси для плавающих участков в горизонтальной плоскости с целью снижения напряжений изгиба, при этом параметры скорректированного положения определяются из условия равенства приращений длины кривой за счет изменения ее геометрии и изменения параметров газа при ремонте - давления и температуры по зависимости:

= т + 0,2^-) , (16)

4 <1 '2 Ь

где Г|, - максимальная стрела изгиба оси до корректировки положения и после, м; Л - длина участка до корректировки; /2 - то же после корректировки, м.

Величина /2 определяется путем решения кубического уравнения с использованием формулы ( 16 ), а затем определяется

где еГЧ1= аД1+0,2стк.,/Е - продольная деформация стенок трубы газопровода; еи=В„/(2р2д0п) — продольная деформация стенки трубы в месте максимальной стрелы изгиба участка; р2ДОп - минимально допустимый радиус изгиба участка газопровода при возобновлении эксплуатации, м.

Получены также зависимости для корректировки оси участка, когда металл работает в упруго-пластической стадии деформирования, например, в вершине кривой изгиба (рис. 7).

Рис. 7 - Диаграмма «напряжение ст-дсформация с» в вершине кривой плавающего участка: £ост — остаточная деформация; £доп — допускаемая деформация; Епол — полная деформация; °лоп — допускаемый уровень напряжений изгиба; В0 — В4 — точки диаграммы по стадиям нагрузки - разгрузки

Параметры скорректированной оси газопровода имеют вид:

(18)

где кс„=(8ост+е„1П)/ем,и- коэффициент снижения деформаций.

Результаты расчета использованы в процессе создания изобретения по патенту РФ №2180718, касающегося приведения плавающего участка в устойчивое положение со снижением деформаций изгиба.

Перейдем к участкам пересечения малых водных преград. Размыв и оголение газопроводов на подземных переходах через малые водные преграды - ручьи, речки, водотоки - одно из самых частых проявлений нарушения технического состояния газопроводов в процессе его эксплуатации. Одним из эффективных методов восстановления устойчивого положения переходов через малые водные преграды (МВП) является

заглубление (подсадка) существующего газопровода в новое расчетное положение без вырезки труб и разрезки участка подсадки. На метод подсадки получены патенты РФ № 2196269, №2285186. Разработаны расчетная методика подсадки, технология работ по заглублению участка газопровода и методы его балластировки с учетом высоких горизонтов воды. Расчетная методика может быть использована также для случаев, когда осуществляется вырезка дефектных катушек.

К определяемым параметрам подсадки относятся: начальное положение участка по профилю, форма кривой заглубления участка, длина участка подсадки, возникающие усилия и напряжения при подсадке и возобновлении эксплуатации газопровода.

Исходной базой данных для расчета параметров подсадки является профиль существующего положения газопровода, размеры его сечения, физико-механические свойства грунтов на границах участка подсадки, нагрузки и воздействия на газопровод. Разрешающее уравнение энергетического баланса усилий метода подсадки связывает погонный вес трубопровода и длину участка подсадки:

2я4 Л. »V,. л ы<

3 ЕР

1 + 2.

ЕР

Иг,3 -г^ллч««.-о! (19)

где Схо - коэффициент постели грунта при сдвиге трубы, Н/м ; е,.л -накопленная деформация в процессе эксплуатации трубопровода; е,=Дои -температурная деформация.

Формулу (19) можно упростить с учетом запаса длины разрабатываемой траншеи в виде:

I = П4

(Г,-Г0)ЕЛ +

(20)

где ^ - стрела профиля газопровода до подсадки; ^ - то же после подсадки.

Длина подсадки определяется графоаналитическим методом. Строятся два профиля - расчетный и реальный по данным геодезического нивелирования. Точка пересечения кривых дает решение.

Разработан новый метод прокладки газопровода в глубоком болоте с неравномерной мощностью торфа. Метод базируется на явлении осадки водонасыщенного торфа при воздействии на его поверхность распределенной нагрузки, создаваемой насыпью. При прокладке трубопровода в насыпи на глубоком неосушенном болоте II - III типа, наблюдается осадка насыпи и выдавливание торфа. Известна зависимость высоты насыпи от глубины болота при постоянной осадке насыпи:

где SCT - стабилизированная (конечная) осадка насыпи, м; у„ - объемный вес грунта насыпи, Н/м3; h - высота насыпи, м; ут - объемный вес торфа, Н/м3; унп - объемный вес подводной части насыпи, Н/м3; Н - глубина болота, м.

Зависимость (21) отражает суть предлагаемого метода. Задавая наперед величину SCT в виде константы и зная весовые характеристики грунтов, можно варьировать высотой h в зависимости от глубины болота Н. Неизменность осадки SCT для болот с горизонтальной поверхностью сводит к минимуму изгибающие моменты в теле трубопровода, что повышает его эксплуатационную надежность. Кроме того, в новом методе насыпь армируется синтетическим ковровым материалом, формирующим из минеральной части насыпи искусственное основание вокруг трубопровода, повышающее его продольную устойчивость в торфяном слое при эксплуатации. По данному методу получен патент РФ №2227857.

Разработаны новые способы балластировки с применением геотекстильных материалов и полимерно-контейнерных устройств. На базе комбинированного способа балластировки создан новый способ, защищенный патентом РФ № 2153119, в котором ЖБУ заменены на дополнительные блоки засыпки, заключенные в ковры НСМ. В результате выросла экономичность способа балластировки.

Дальнейшее развитие методов повышения устойчивости участков МГ связано с созданием впервые в мировой практике полимерно-контейнерных устройств (ПКУ), являющихся изделиями полной заводской готовности и защищенных двумя патентами РФ на изобретения №2047035, № 2185561 (рис. 8).

ПКУ представляет собой полый П-образный короб, содержащий наружные плоские боковые 1 и лобовые 2 стенки, нижние торцевые участки

3, опорный криволинейный свод 4, сопряженный с внутренними боковыми стенками 5, силовой пояс б в 1-2 слоя по верхнему периметру короба. Первый вариант ПКУ (пат № 2047035) выполняли из полотен НСМ с пропиткой их полимерным связующим (полиэфирная смола). Для второго варианта использовали стекломатериалы, пропитанные эпоксидной смолой (пат. № 2185561). Прочность на разрыв стенок по результатам испытаний образцов второго варианта ПКУ составляет 149-220 МПа, что на порядок выше, чем у ПКУ первого варианта.

Рис.8 - Общий вид ПКУ (а), продольный разрез (б): 1 — боковая стенка; 2 — лобовая стенка; 3 — нижний торцевой участок; 4 — криволинейный свод; 5 — внутренняя боковая стенка; 6 — силовой пояс.

Разработан также сборный пакет-утяжелитель (СПУ), объединяющий преимущества способов балластировки с применением НСМ и ПКУ. На устройство СПУ и способ балластировки с их использованием получен патент РФ № 2054595 .

Определена экономическая эффективность новых способов балластировки газопроводов с применением НСМ и ПКУ по сравнению с балластировкой ЖБУ. Например, экономический эффект балластировки с применением НСМ составляет 5,082 млн. руб., а в случае использования ПКУ - 2, 673 млн. рублей в расчете на 1 км газопровода диаметром 1420 мм.

В шестой главе рассмотрены результаты практической реализации методов обеспечения устойчивости МГ на обводненных, заболоченных

5 3

участках трассы, а также в зоне распространения вечной мерзлоты. В течении 1988 - 1990 гг. широкое внедрение прошел комбинированный способ балластировки по авт. свид. №1645720 на линейной части строящейся системы МГ Ямбург-Ныда. Внедрение осуществлено на МГ Ямбург-Тула 1, км 111-151; лупинге МГ Ямбург-Тула, км 111-151; Ямбург-Тула 2, км 33,4112; Ямбург - Поволжье, км 112-152. Общий объем внедрения составил 60,9 км, экономический эффект с переводом цен на 2006 г. составляет 250 млн. руб.

На объекте реконструкции МГ Грязовец-Ленинград, км 195-197 в 2002 г. внедрен способ прокладки трубопровода по патенту № 2227857. С применением НСМ проложен участок газопровода в глубоком (до 7 м) болоте протяженностью 2265 м без единого ЖБУ. Экономический эффект составил 3,67 млн. руб. На этом же газопроводе в пределах км 252-292 после переизоляции с использованием также патента № 2227857 забалластировано 4,320 км газопровода с экономическим эффектом 6,165 млн. рублей.

На всплывших участках Ухта-Торжок 1, км 894; Ухта-Торжок 2, км 984; Грязовец-Ленинград 2, км 29; Ухта-Торжок 3, км 152 внедрены стеклопластиковые ПКУ по патентам № 2047035, № 2185561. Всего установили 202 ед. ПКУ. Кроме ПКУ частично использовали НСМ, ЖБУ. Балластировку с НСМ по патенту №2153119 внедрили на всплывших участках Ухта-Торжок 2, км 559; км 563; Ухта-Торжок 3, км 559. Результаты экономического расчета по всплывшим участкам приведены в табл. 3.

Таблица 3 - Результаты экономического расчета по всплывшим

участкам

Объект, км Протяженность балластировки,м Способы балластировки с применением Количество, шт, м2 Экономический эффект, тыс. руб.

Ухта-Торжок 1, км 894 118 НСМ ПКУ 900 м' 30 шт 179,647

Ухта-Торжок 2, км 984 162 ПКУ 92 234,616

Грязовец-Ленинград 2, км 29 155 НСМ ПКУ 4455 м2 40 шт 111,614

Ухта-Торжок 2, км 559 240 НСМ 5130 м2 1098,840

Ухта-Торжок 2, км 563 125 НСМ 2583 м2 575,060

Ухта-Торжок 3, км 559 350 НСМ 7300 м2 1686,400

Ухта-Торжок 3, км 152 140 ПКУ НСМ ж/б 40 шт 735 м2 8 шт 346,280

Итого 4232,457 тыс. руб.

С использованием НСМ дополнительно к рассмотренным выше восстановлена устойчивость всплывших участков на газопроводах: Пунга-Вуктыл-Ухта 1, км 528; Вуктыл-Ухта 2, км 146; Ухта-Торжок 1, км 78; км 272; Ухта-Торжок 2, км 336; Ухта-Торжок 3, км 298; Грязовец-Ленинград 1,км 96.

Способ подсадки МГ на пересечениях малых водных преград по патенту № 2196269 внедрен на 15 объектах ООО «Севергазпром». Для снижения материалозатрат вместо ЖБУ использовали КТ (контейнер текстильный) и ковры НСМ по патенту №2153119. Так, в результате применения полимерных материалов на участке балластировки одного из объектов подсадки (МГ Ухта-Торжок 4, км 692) длиной 261,3 м количество комплектов ЖБУ было снижено со 165 до 31 ед.

Экономический эффект по 15 участкам подсадки оценивается в 50 млн. рублей. Он складывается не только из экономии ЖБУ, но и по причине исключения вырезки русловых участков, имеющих достаточный ресурс для дальнейшей эксплуатации.

Масштабы реализации способов балластировки по авт. свид. №16457220 и по патенту №2153119 расширяются на объектах переизоляции с помощью ряда проектных организаций. Так, ООО «Промпроект» (г. Ижевск), ООО «Нефтегазгеодезия» (г. С.-Петербург) выполняют проекты по капремонту изоляции на участке трассы в пределах 1105-1156 км МГ Ухта - Торжок 2, Грязовец - Торжок 4, в которых заложена балластировка с применением отечественного НСМ «Геоком-Б-450» производства ОАО «Комитекс», г. Сыктывкар. ООО «Севергазпром» заказало на 2006 г. 0,2 млн. м2 этого полотна исключительно для целей балластировки взамен применения ЖБУ. ООО «Подводсервис» (г. Москва) заложило в рабочие проекты для МГ Ухта-Торжок 1, км 438-442, км 456,8-458, км 468-487 и МГ Ухта-Торжок 2, км 400437 комбинированный способ по авт. свид. № 1645720.

Ориентировочная оценка общего экономического эффекта от внедрения новых методов балластировки с применением НСМ и ПКУ по всплывшим участкам и объектам переизоляции ООО «Севергазпром» оценивается на уровне 190 млн. руб., а общий объем внедрения результатов диссертационной работы на всех объектах ООО «Тюментрансгаз» и ООО «Севергазпром», включая систему МГ Ямбург-Ныда, составляет 500 млн. рублей.

Для успешного внедрения новых методов обеспечения устойчивости участков МГ и проведения испытаний труб разработана нормативная база в виде стандартов предприятия ООО «Севергазпром» и технических условий. Всего в течение 1998 - 2003 г.г. создано пять стандартов, касающихся полимерно-контейнерных устройств (СТП 8828-154-98), ремонта размытых и провисающих участков МГ методом подсадки (СТП 8828-161-2001), методов обеспечения устойчивости газопроводов с применением НСМ (СТП 8828163-03), оценки опасности дефектов формы сечения труб типа гофр (вмятин) (СТП 8828-169-2001). Отраслевые технические условия ТУ 2296-00158631-97 касаются производства ПКУ, в т.ч. стеклопластиковых. Три технических решения по авт. свид. №1645720 и патентам №2047035, №2054595 с применением полимерных материалов вошли в действующий отраслевой нормативный документ ВСН 39-1.9-003-98. Все созданные нормативные документы существенно расширяют область практического применения разработок по устойчивости газопроводов, направленных на решение приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром».

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

1. В результате обобщения мирового и отечественного опыта в области разработки средств и методов закрепления трубопроводов, выполнена их систематизация и определены перспективные решения для повышения устойчивости северных газопроводов. Разработан комплекс экспериментальных методов исследований (полевых, лабораторных, натурных) средств закрепления газопроводов, позволяющий оценить их эффективность в условиях обводненных и вечномерзлых грунтов.

2. Выполнен анализ работоспособности конструкций и способов закрепления (балластировки) на многониточной системе МГ с Ямбургского газоконденсатного месторождения, показавший уровень эффективности как ранее созданных технических решений, так и новых разработок. Например, проявились недостатки жестких стальных вмораживаемых анкерных устройств и тяжелых железобетонных утяжелителей. Слабая несущая способность мелкодисперсных обводненных грунтов в летнее время и наоборот их высокая прочность, приводящая к развитию сил морозного пучения в зимнее время, вызвали массовые случаи выхода из строя закрепляющих (балластирующих) конструкций с жесткими связями и

всплытия участков газопроводов. В это же время способы балластировки с применением эластичных ковров геотекстильных материалов обеспечили устойчивое положение северных газопроводов.

3. В результате экспериментальных исследований показана склонность мерзлых грунтов к проявлению свойства длительной ползучести при воздействии постоянной нагрузки на анкерные стержни, внедренные в мерзлоту. Средняя скорость вертикального перемещения анкерного стержня составила 0,59 мм/сутки. По данным натурных исследований температурного состояния вечномерзлых грунтов в первые годы эксплуатации установлено неуклонное растепление грунтов на уровне 0,4+0,5 °С/год, что, с одной стороны, отрицательно сказалось на работоспособности анкерных систем с вмораживаемыми элементами, а с другой - практически не повлекло нарушений конструкций балластировки северных газопроводов с применением НСМ.

4. Обобщение опыта эксплуатации газопроводов, забалластированных грунтом с НСМ, позволило расширить область применения средств и методов закрепления газопроводов на обводненных и заболоченных участках с реализацией принципа безвырезных технологий ремонта. Данный принцип базируется на достаточных резервах несущей способности труб, научно доказанных по результатам их испытаний на полигонах (стендах). Испытания на предельную нагрузку подтвердили достаточный ресурс «старых» газопроводов, позволяющий дальнейшую их эксплуатацию в режиме проектного давления перекачиваемого газа. Так, коэффициент действительного запаса прочности труб по девяти испытанным объектам превысил коэффициент проектного запаса их прочности от 3,0 до 48 %.

5. С использованием полученных расчетных зависимостей разработан ряд методов восстановления устойчивости всплывших, плавающих участков, а также размытых участков, пересекающих малые водные преграды. Разработан новый метод прокладки реконструируемых участков в глубоких обводненных болотах, а также метод их испытаний перед пуском в эксплуатацию. Одновременно были созданы и защищены патентами на изобретения новые способы балластировки с использованием НСМ. Кроме того, разработано, испытано и внедрено на газопроводах диаметром 1220+1420 мм стеклопластиковое полимерно-контейнерное устройство (ПКУ) с высокой прочностью стенок, достигающей 149+220 МПа на разрыв

и длительной стойкостью материала в подземных условиях эксплуатации — не менее 30 лет.

6. Применение в конструкциях балластировки эластичных полимерных материалов позволило получить:

- экономичность за счет использования отечественных материалов, обеспечивающих максимальную балластирующую способность грунтов засыпки, заменяющих дорогостоящую железобетонную балластировку;

- существенное снижение напряжений изгиба в стенке газопроводов всплывших и оголенных участков с одновременным повышением их устойчивости в процессе расчетного заглубления, перевода вертикального изгиба в горизонтальный и последующей балластировки грунтом с применением НСМ и стеклопластиковых ПКУ;

повышение надежности противокоррозионной изоляции при продольно-поперечных перемещениях газопровода в болотах и обводненных грунтах в силу отсутствия жестких тяжелых железобетонных утяжелителей и металлических анкеров;

- обеспечение необходимой податливости без разрушения полимерных материалов в процессе морозного пучения грунтов основания северных газопроводов, проложенных в вечномерзлых фунтах.

7. Благодаря надежности и экономичности новые методы и устройства прокладки и балластировки газопроводов были внедрены в процессе строительства газопроводов с Ямбургского ГКМ на вечной мерзлоте в объеме 60,9 км с экономическим эффектом в масштабе современных цен на уровне 250 млн. руб. В системе действующих газопроводов ООО «Севергазпром» внедрение разработанных технических решений осуществлено на объектах реконструкции и переизоляции, на всплывших участках, на участках пересечения малых водных преград с общим экономическим эффектом около 250 млн. руб. Суммарный экономический эффект от внедренных изобретений составляет порядка 500 млн. руб. Создана нормативно-техническая база для повышения устойчивости северных газопроводов в виде шести стандартов предприятия (СТП) ООО «Севергазпром» и технических условий (ТУ).

Разработанные технические решения имеют перспективу широкого внедрения на северных газопроводах ОАО «Газпром», например при строительстве систем МГ с п-ва Ямал на головном отрезке трассы.

Основные результаты диссертационной работы представлены в следующих публикациях:

1 Шарыгин В.М., Колотовскни A.II. Авт. свид. 2090795 RU, МПК F16 L 1/028. Способ прокладки подземного трубопровода. - №95100644/06; Заявл, 10.01.95; Опубл. 20.09.97. - Бюл. №26.

2 Шарыгин В.М., Семяшкин A.A. Авт. свид. 1427141 SU, МПК F16 L1/02. Способ прокладки трубопровода с отрицательной плавучестью. -№4139566/23-08; Заявл. 28.10.86; Опубл. 30.09.88,- Бюл. № 36.

3 Шарыгин В.М. Авт. свид. 934135 SU, МПК F 16 L 1/04. Утяжелитель трубопровода. - №2990932/29-08; Заявл. 08.10.80; Опубл. 07.06.82.-Бюл. №21.

4 Яковлев А.Я., Шарыгин В.М. и др. Балластировка газопроводов полимерными контейнерными устройствами. // Газовая промышленность. -2002. - №4.-С. 58-59.

5 Шарыгин В.М. п др. Патент РФ № 2153119 RU, МПК F 16 L 1/028. Способ балластировки подземного трубопровода. - № 98107944/06. Заявл. 20.04.1998; Опубл. 20.07.2000. - Бюл. № 20.

6 Шарыгин А.М., Шарыгин В.М. Авт. свид. 1661536 SU, МПК F 16 L 1/028. Способ прокладки подземного трубопровода. - №4660464/29; Заявл. 09.03.89; Опубл. 07.07.91. - Бюл. № 25.

7 Лисин B.II., Шарыгин В.М. и др. Тенденции развития и опыт эксплуатации линейной части магистральных газопроводов на крайнем севере. // Транспорт и подземное хранение газа: Обзор, информ. / ВНИИЭ-Газпром. - 1989. - Вып. 8. - 39 с.

8 Лисин В.Н., Шарыгин В.М. и др. Газопровод Ямбург-Елец: определение ореолов оттаивания грунта // Газовая промышленность. - 1989. -№5.-с. 38-39.

9 Шарыгин В.М. и др. Перспективные способы балластировки МГ в условиях Ямала // Газовая промышленность. - 2000. - №1. - С. 51-52.

10 Шарыгин В.М., Козаченко В.А. Авт. свид. 1786331 SU, МПК F16L. Способ закрепления трубопровода на проектной отметке. - № 4673368/29; Заявл. 03.04.89; Опубл. 07.01.93. - Бюл. №1.

11 Шарыгин В.М. и др. Авт. свид. 1645720 SU, МПК F 16 L 1/028. Способ балластировки подземного трубопровода. - №4412167/29; Заявл. 19.04.88; Опубл. 30.04.91. - Бюл. № 16.

12 Шарыгин В.М., Лисин В.Н. и др. Балластирующая и противоуносная эффективность геотекстильных материалов // Строительство трубопроводов. — 1991, - №3. — С. 30-33.

13 Шарыгин В.М. Уточнение расчетной схемы взаимодействия балластирующей конструкции с трубопроводом / Научно-техн. прогресс в нефтегазовом строительстве: экспресс-информация //КИИЦ «Нефте-газстройинформреклама». - М., 1991.-Вып. 10.-С. 15-18.

14 Лисин В.Н., Шарыгин В.М. и др. Экономический способ ремонта искривленных участков газопровода // Газовая промышленность. — М., 1988.-№2.-С. 20-21.

15 Шарыгин В.М. и др. Экспериментальное обоснование безвырезных методов ремонта с внедрением в системе газопроводов Севергазпрома. // Технич. обслужив, и ремонт лин. части газопр.: Тезисы докладов российских спец. на 1 междунар. конф. 11-14.10.2000, Словакия. -ИРЦ «Газпром». - М., 2000. - с. 80-83

16 Шарыгин В.М., Теплинский Ю.А., Бирнлло И.Н.

Гидравлические испытания труб, вырезанных из действующих магистральных газопроводов. Методология. Результаты. Анализ / Филиал ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз», Ухта, - 2003. - 175 с.

17 Шарыгин В.М. Методы анализа состояния и обеспечения устойчивости ремонтируемых участков газопроводов ООО «Севергазпром»/ Аннотации к докладам на междунар. конф. «Газотранспортные системы: настоящее и будущее», 12-13.04.2005. - М., ВНИИГАЗ. - GTS -с. 13.

18 Шарыгин В.М., Максютин И.В., Тертышный A.B. Методы и результаты анализа устойчивости всплывших участков газопроводов ООО «Севергазпром»/ Научные проблемы и перспективы нефтегазовой отрасли в Северо-Западном регионе России: Научно-техн. сб. Часть 3. Транспорт газа. -2005 - Ухта. - «Севернипигаз», с. 189-198.

19 Шарыгин В.М. Аналитическое обоснование и практические методы восстановления устойчивости участков газопроводов в условиях болот / Наука и техника в газовой промышленности — 2005. - №2, с. 48-58.

20 Шарыгин В.М. Анализ состояния арки газопровода при всплытии/ Применение строительных материалов и ресурсосберегающих технологий в нефтегазовой отрасли Севера: Сб. тр. // ВНИИСТ. - М., 1990. - Вып. 2. - с. 11-17.

21 Шарыгин В.М. и др. Пат. 2180718 1Ш, МПК Р 16Р 1/028. Способ ремонта трубопровода. - №99126164/06; Заявл. 08.12.1999. 0публ.20.03.2002.

- Бюл.№8.

22 Шарыгин В.М., Яковлев А.Я., Воронин В.II. Аналитическое и экономическое обоснование метода подсадки по безвырезной технологии ремонта МГ/ Газовая промышленность. - 1995. - №2. — С. 31-32.

23 Яковлев А.Я., Шарыгин В.М., Меркурьев Д.А. Технология ремонта провисающих и всплывших участков подводных переходов через малые водные переходы и малые реки// Российско-американский симпозиум по нормированию в транспорте и распределении газа, Саратов, сент. 1995 г.: Сб. докл. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 1996. - С. 47-52.

24 ТеплннскиН Ю.А., Шарыгин В.М., Яковлев А.Я. Ремонт газопроводов методом подсадки на переходах через малые водные преграды / Ремонт, восстановление, модернизация. - 2005. - №6, с. 35-38.

25 Шарыгин В.М. Методы снижения вредных воздействий на окружающую среду в процессе ремонта и реконструкции действующих газопроводов / Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2005

- №9, с. 22-30.

26 Шарыгин В.М. Совершенствование методов обеспечения устойчивости участков газопроводов на пересечениях малых водных преград/ Научные проблемы и перспективы нефтегазовой отрасли в СевероЗападном регионе России. — Научно-техн. сб. Часть 3. Транспорт газа. — Ухта.

- 2005 - «Севернипигаз», с. 210-221.

27 Шарыгин В.М. и др. Пат. 2196269 1Ш, МПК Р 161726. Способ ремонта провисающих и размытых участков подземного трубопровода. -№2001106776/06; Заявл. 13.03.2001; Опубл. 10.01.2003; - Бюл. №1.

28 Шарыгин В.М. и др. Пат. 2227857 1Ш, МПК Р16 Ь1/028. Способ прокладки трубопроводов на болоте. - №2002121574/06; Заявл. 05.08.2002; Опубл. 27.04.2004. - Бюл. №12.

29 Шарыгин В.М. и др. Пат. 2171939 1Ш, МПК Р16 Ы/028. Способ строительства трубопроводов. - №99113717/06; Заявл. 25.06.1999; Опубл. 10.04.2001; - Бюл. №22.

30 Шарыгин В.М. Развитие методов обеспечения устойчивости магистральных газопроводов в сложных условиях// Транспорт и подземное хранение газа: Обзорная информ/ ООО ИРЦ Газпром. — 2006. - 92 с.

31 Шарыгин В.М. и др. Пат. №2047035 1Ш, МПК И 16 Ь 1/06. Утяжелитель трубопровода и способ его балластировки. - №5060682/29; Заявл. 29.06.92; Опубл. 27.10.95. - Бюл. №30.

32 Шарыгин В.М. и др. Пат. 2185561 1Ш, МПК Р 16 Ы/06.

Утяжелитель трубопровода и способ его балластировки. - №2000127569/06; Заявл. 3.11.2000.; Опубл. 20.07.02. - Бюл. №20.

33 Шарыгин В.М. и др. Пат. 2054595 1Ш, МПК Р 16Ы/06.

Утяжелитель трубопровода и способ его установки. - №93048188/06. Заявл. 12.10.1993; Опубл. 20.02.1996; - Бюл. №5.

34 Шарыгин В.М. и др. Технические решения по восстановлению устойчивости всплывших и реконструируемых участков МГ ООО «Севергазпром» // Научные проблемы и перспективы нефтегазовой отрасли в Северо-Западном регионе России. - Научно-техн. сб. Часть 3. Транспорт газа. - Ухта. - Севернипигаз. - 2005. - с. 198-209.

35 Шарыгин В.М., Яковлев А.Я. и др. Надежные методы балластировки всплывших участков газопроводов // Потенциал. - 2003. - №3. -с. 59-61.

36 Шарыгин В.М., Яковлев А.Я. и др. Развитие методов обеспечения устойчивости всплывших участков магистральных газопроводов // Наука и техника в газовой промышленности. — 2001. - № 2-3. - С. 57-60.

37 Теплинский Ю.А., Шарыгин В.М., Яковлев А.Я. Обеспечение устойчивости газопроводов с помощью нетканых синтетических материалов/ Ремонт, восстановление, модернизация. — 2005. - №7. — с. 34-36.

38 Теплинскин Ю.А., Шарыгин В.М. и др. Сборник нормативно-методических и патентно-защищенных разработок по вопросам диагностики, ремонта и строительства магистральных газопроводов/ - Ухта: филиал ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз», 2001.- 179 с.

Подписано к печати 31.10. 2006 г. Заказ № 31107068А Тираж 120 экз. 2 уч. — изд.л.ф-т 60x84/16

Отпечатано в ООО «ВНИИГАЗ» по адресу 142717, Московская область, Ленинский р-н, п. Развилка, ООО «ВНИИГАЗ»

Содержание диссертации, доктора технических наук, Шарыгин, Валерий Михайлович

ВВЕДЕНИЕ.

1 СИСТЕМАТИЗАЦИЯ МЕТОДОВ ЗАКРЕПЛЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ В ОБВОДНЕННЫХ И ВЕЧНОМЕРЗЛЫХ ГРУНТАХ.

1.1 Методы снижения негативных воздействий в системе «трубопровод-основание».

1.1.1 Улучшение свойств основания трубопровода.

1.1.2 Ограничение водной эрозии грунтов засыпки.

1.1.3 Методы прокладки трубопроводов с изгибами и созданием предварительных напряжений.

1.2 Методы закрепления трубопроводов с помощью анкеров.

1.2.1 Вмораживаемые анкерные устройства.

1.2.2 Анкерные устройства, устанавливаемые в талый грунт.

1.3 Способы и конструкции балластировки магистральных трубопроводов железобетонными утяжелителями.

1.3.1 Конструкции железобетонных утяжелителей.

1.3.2 Направление функционального совершенствования ЖБУ.

1.4 Способы балластировки магистральных трубопроводов утяжелителями из грунтозаполняемых гибких материалов.

1.4.1 Недостатки методов закрепления трубопроводов анкерами и железобетонными утяжелителями.

1.4.2 Способы прокладки трубопроводов с использованием гибких ковров, полос и контейнеров из гибких материалов.

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ.

2 НАТУРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕМПЕРАТУРНОГО СОСТОЯНИЯ ГАЗОПРОВОДОВ, ПРОЛОЖЕННЫХ НА ВЕЧНОЙ МЕРЗЛОТЕ.

2.1 Методика натурных исследований.

2.1.1 Общие сведения.

2.1.2 Методика исследований температуры трубопроводов и грунтов.

2.1.3 Методика исследований ореолов оттаивания.

2.2 Результаты исследований. Тенденции изменения стр температурного состояния МГ Ямбург-Елец, Ямбург-Тула и окружающих их грунтов на участке Ямбург-Ныда.

2.2.1 Изменение температуры стенки газопроводов по длине и времени.

2.2.2 Результаты определения температуры грунтов по трассе МГ Ямбург-Елец, км 2; км 75, км 130.

2.2.3 Изменение температуры грунта в объеме траншеи

МГ Ямбург-Тула, км 145; км 149.

2.3 Развитие ореолов оттаивания на МГ Ямбург-Елец.

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ.

3 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ МЕТОДОВ ЗАКРЕПЛЕНИЯ ГАЗОПРОВОДОВ С ПОМОЩЬЮ ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫХ УТЯЖЕЛИТЕЛЕЙ, ВМОРАЖИВАЕМЫХ АНКЕРОВ И ГЕОТЕКСТИЛЬНЫХ ГРУНТОЗАПОЛНЯЕМЫХ КОВРОВЫХ МАТЕРИАЛОВ.

3.1 Работоспособность технических решений по закреплению

МГ на вечной мерзлоте.

3.1.1 Тенденции корректировки проектных решений. Анализ эффективности работы вмораживаемых анкерных устройств.

3.1.2 Анализ эффективности работы железобетонных утяжелителей и способов балластировки грунтом в НСМ.

3.1.3 Общий анализ фактов нарастания всплывших и оголенных участков в системе МГ Ямбург-Ныда.

3.2 Методика и результаты полевых исследований новой конструкции вмораживаемого спирального анкера.

3.2.1 Описание конструкции анкера.

3.2.2 Методика и результаты испытаний анкера.

3.3 Методика и результаты лабораторных испытаний нового способа балластировки грунтом с НСМ и ЖБУ.

3.3.1 Описание нового способа. Методика испытаний.

3.3.2 Балластирующий и противоуносный эффект нового способа

3.4 Методика и результаты натурных исследований балластировки грунтом с НСМ.

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ.

4 РАСЧЕТНО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ стр СОСТОЯНИЯ ИСКРИВЛЕННЫХ УЧАСТКОВ ДЕЙСТВУЮЩИХ

ГАЗОПРОВОДОВ, ПРОЛОЖЕННЫХ НА ОБВОДНЕННЫХ И ЗАБОЛОЧЕННЫХ ТЕРРИТОРИЯХ.

4.1 Экспериментальное обоснование безвырезных методов восстановления устойчивости искривленных участков.

4.1.1 Расчетные предпосылки. Методика испытаний труб, бывших в эксплуатации.

4.1.2 Характеристика объектов и основные результаты испытаний.

4.2 Анализ деформированного состояния участков энергетическим методом.

4.2.1 Расчет усилий и напряжений во всплывших участках.

4.2.2 Определение сопротивления грунта по данным энергетического анализа.

4.2.3 Определение сопротивления грунтовой среды при всплытии арки с учетом ее выхода на дневную поверхность.

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ.

5 РАЗРАБОТКА И РАСЧЕТНО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ АПРОБАЦИЯ НОВЫХ МЕТОДОВ И УСТРОЙСТВ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИХ УСТОЙЧИВОСТЬ ГАЗОПРОВОДОВ.

5.1 Плавающие и всплывшие участки.

5.2 Участки пересечения малых водных преград.

5.3 Участки реконструкции газопроводов.

5.4 Способы балластировки с применением геотекстильных материалов и полимерно-контейнерных устройств.

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ.

6 ПРАКТИЧЕСКАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ МЕТОДОВ ОБЕСПЕЧЕНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ ГАЗОПРОВОДОВ.

6.1 Участки нового строительства, реконструкции и переизоляции.

6.1.1 Система МГ на участке Ямбург-Ныда.

6.1.2 Объекты реконструкции и переизоляции.

6.2 Участки пересечения малых водных преград.

6.3 Всплывшие искривленные участки.

6.3.1 Использование железобетонных утяжелителей.

6.3.2 Использование стеклопластиковых полимерно- стр контейнерных устройств (ПКУ) и геотекстилей (НСМ).

6.4 Создание нормативно-технической базы.

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка методов повышения устойчивости северных газопроводов"

Увеличение объемов транспорта газа связано с освоением новых газоконденсатных месторождений (ГКМ) на Крайнем севере России, например на п-ве Ямал.

Для бесперебойной передачи газа потребителям необходимо обеспечить надежность и безопасность функционирования систем магистрального транспорта газа, которые в значительной мере зависят от устойчивого положения линейной части газопроводов. Обеспечение устойчивости магистральных газопроводов (МГ) в суровых климатических и геокриологических условиях является комплексной, сложной и исключительно дорогостоящей проблемой, полностью в настоящее время не решенной, несмотря на обширную базу данных по техническим решениям, нормативным документам, методам расчета, в том числе с использованием автоматизированных вычислительных программ.

Разработке вопросов устойчивости трубопроводов, выраженных в конкретных технических решениях по их прокладке, балластировке и закреплению в сложных условиях, посвящены работы многих отечественных ученых и специалистов: Бородавкина П. П., Васильева Н. П., Димова JI. А., Мухаметдинова X. К., Плешакова Е. Я., Хариновского В. В., Черния В. П. Ряд конструкций и методов анкерного закрепления трубопроводов разработано специалистами ведущих иностранных государств: США, Японии, Великобритании.

Опыт эксплуатации системы МГ с Ямбургского газоконденсатного месторождения на головном участке прокладки показал низкую эффективность многих технических решений как ранее разработанных, так и вновь созданных. В первую очередь это объясняется сложными грунтовыми условиями вечной мерзлоты. Например, значительная протяженность линейной части газотранспортной системы с п-ва Ямал будет расположена в зоне сплошного распространения вечномерзлых грунтов. В связи с этим возникает проблема выбора известных или разработки новых надежных, технически и экономически эффективных решений по методам прокладки и закрепления МГ.

Существуют причины, сдерживающие решение данной проблемы, среди которых отметим следующие:

- недостаток материалов практического анализа существующих технических решений по обеспечению устойчивости подземных трубопроводов, а также результатов их многолетней эксплуатации;

- отсутствие экспериментальной и главное, натурной апробации большинства технических решений в области прокладки и закрепления трубопроводов;

- неоправданно высокие затраты на реализацию в практике многих технических решений;

- доминирование консервативного подхода при проектировании методов прокладки, ориентированного на применение жестких систем закрепления, особенно железобетонных конструкций.

Проблему устойчивости МГ необходимо решать не только на стадии строительства, но и как показывает практика, в период эксплуатации, когда появляются участки с нарушением проектного положения или в период повторной укладки участков переизоляции, а также при реконструкции на болотистых участках трассы. Приведение таких участков в устойчивое положение является более сложной задачей, чем прокладка при строительстве, потому что приходится решать ряд специфических организационно-технических задач.

Таким образом, повышение устойчивости северных газопроводов в период строительства и эксплутации является актуальной проблемой, решению которой в рамках поставленных задач посвящена данная диссертационная работа.

Цель диссертационной работы: разработка и экспериментально-теоретическое обоснование методов повышения устойчивости северных газопроводов в процессе их строительства и эксплуатации.

Основные задачи работы:

Научная новизна результатов работы.

Защищаемые положения:

1. На основе систематизации существующих технических решений по прокладке трубопроводов в сложных геокриологических условиях разработка методов экспериментальных (полевых, лабораторных, натурных) исследований средств закрепления (балластировки) трубопроводов в обводненных и вечномерзлых грунтах.

3. Расчетно-экспериментальное и экономическое обоснование выбора эластичных и долговечных полимерных материалов (геотекстилей, стеклопластиков) для использования в качестве грунтонесущих элементов, составляющих основу конструктивных решений по прокладке и закреплению газопроводов в сложных трассовых условиях.

4. Разработка новых методов для восстановления устойчивости участков газопроводов, находящихся в непроектном положении на болотах и в руслах малых водотоков с применением полимерных материалов на основе экспериментальных исследований.

5. Расчетно-теоретическое обоснование обеспечения устойчивости участков действующих и реконструируемых газопроводов на болотах и пересечениях малых водных преград.

6. Разработка нового грунтозаполняемого полимерно-контейнерного устройства (ПКУ) из стеклопластика для балластировки магистральных газопроводов.

В системе МГ ООО "Севергазпром" внедрены разработанные методы восстановления устойчивости участков газопроводов на болотах, на переходах через малые водотоки, на участках переизоляции и реконструкции с применением нетканых синтетических материалов и полимерно-контейнерных устройств - всего более чем на 40 объектах транспорта газа. Среди них -газопроводы диаметром 1020 ч-1420 мм: Ухта - Торжок, Пунга - Ухта, Пунга -Ухта - Грязовец, Грязовец - Ленинград, Грязовец - Торжок. Общий экономический эффект от внедрения оценивается на уровне 500 млн. руб. в ценах 2006 г. Кроме того, технические решения с применением НСМ и ПКУ заложены в ряд проектов строящихся и ремонтируемых газопроводов следующими проектными организациями: филиалом ООО "ВНИИГАЗ" -"Севернипигаз" (г. Ухта), ООО "Промпроект" (г. Ижевск), ООО "Нефтегазгеодезия"(г. Санкт - Петербург), ООО "Подводсервис"(г. Москва).

Апробация работы. Результаты, полученные в ходе выполнения исследований, основные положения работы докладывались на семинарах, совещаниях, международных конференциях, представлялись в составе экспозиций ООО "Севергазпром" и ОАО "Газпром" на российских и международных выставках, а именно на: Международном Российско-американском симпозиуме по нормированию в транспорте и распределении газа (г. Саратов, 1995); Всероссийской научно-практической конференции "Повышение эффективности разработки и эксплуатации ГКМ. Решение проблем в транспорте газа" (г. Ухта, 1998); Научно-практической конференции "Европейский Север России: проблемы освоения и устойчивого развития" (г. Сыктывкар, 1999); 1-ой Международной научно-технической конференции "Техническое обслуживание и ремонт газопроводов"(Словакия, Высокие Татры, 2000); Первом Региональном научно-техническом семинаре -совещании "Современные материалы и технологии в дорожном, промышленном и гражданском строительстве в условиях Крайнего Севера"(г. Сыктывкар, 2002); НТС ОАО "Газпром" "Техническое обслуживание и ремонт газопроводов. Разработка и внедрение технологий, оборудования и материалов по ремонту изоляционных покрытий и дефектных участков труб, включая дефекты КРН, на магистральных газопроводах ОАО "Газпром" (г. Ухта, 2003); Втором Региональном семинаре - совещании "Современные материалы и технологии в дорожном, промышленном и гражданском строительстве в условиях Российского Севера" (г. Сыктывкар, 2005); Международной конференции "Газотранспортные системы: настоящее и будущее - GTS - 2005" (г. Москва, ВНИИГАЗ, 2005); Выставке - семинаре "Новые технологии в газовой промышленности" (г. Москва, июнь 2004); 3-ей Российской выставке с международным участием "Реконструкция, ремонт, строительство" (г. Москва, ноябрь 2004); Московском Международном форуме нефти и газа "MOGIF -2005 г" (г. Москва, февраль 2005); IV Международном трубопроводном форуме "Трубопроводный транспорт - 2005" (г. Москва, май

2005); 8-ой Московской Международной выставке "Нефть и газ - 2005" (г. Москва, июнь 2005); V Международном трубопроводном форуме "Трубопроводный транспорт - 2006" (г. Москва, апрель 2006).

Публикации. Общее число опубликованных по теме диссертации научных работ - 81, из них авторских свидетельств и патентов на изобретения - 18, статей, обзоров и брошюр - 43, монографий - 1, докладов - 15, нормативно-технических документов - 6. Из общего числа работ 24 опубликованы в изданиях, рекомендуемых ВАК Министерства образования РФ.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Шарыгин, Валерий Михайлович

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

5. С использованием резервов несущей способности труб был разработан ряд методов восстановления устойчивости всплывших, плавающих участков, а также размытых участков, пересекающих малые водные преграды. Разработан новый метод прокладки реконструируемых участков в глубоких обводненных болотах, а также метод их испытаний перед пуском в эксплуатацию. Одновременно были созданы и защищены патентами на изобретения новые способы балластировки с использованием НСМ. Кроме того, разработано, испытано и внедрено стеклопластиковое полимерно-контейнерное устройство (ПКУ) на газопроводах диаметром 1220^-1420 мм. При этом, прочность стенок ПКУ достигает 149-^220 МПа на разрыв, материал обладает длительной стойкостью при подземных условиях эксплуатации - не менее 30 лет.

6. Применение в конструкциях балластировки эластичных полимерных материалов позволило получить:

- повышение надежности противокоррозионной изоляции при продольно-поперечных перемещениях газопровода в болотах и обводненных грунтах в силу отсутствия жестких тяжелых железобетонных утяжелителей и металлических анкеров;

Разработанные технические решения имеют'перспективу широкого внедрения на северных газопроводах ОАО «Газпром», например при строительстве систем МГ с п-ва Ямал на головном отрезке трассы.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Шарыгин, Валерий Михайлович, Ухта

1. Авт. свид. 1665152 SU, МПК F 16 L 1/028. Способ сооружения подземного трубопровода на участках неустойчивых при оттаивании грунтов / С.С. Караваев, В.А. Быковский, С.Ф. Кузнецов и др. №4665369/29; Заявл. 07.02.89; Опубл. 23.07.91.-Бюл. № 27.

2. Пат. 2003912 RU, МПК F 16 L 1/028. Способ прокладки трубопровода / Х.К. Мухаметдинов, В.Е. Поляков, К.А. Фазлетдинов и др. №4875374/29; Заявл. 19.10.90; Опубл. ЗОЛ 1.93. - Бюл. № 43-44.

3. Пат. 2036365 RU, МПК F 16 L 1/00. Способ прокладки трубопровода / Х.К. Мухаметдинов, В.А. Казаченко, Н.Н. Желудков. №4745652/63; Заявл. 05.10.89; Опубл. 27.05.95. - Бюл. № 15.

4. Авт. свид. 1389375 SU, МПК F 16 L 1/028. Способ снижения нагрузок пучения на подземный трубопровод / В.А. Боровков, В.В. Врачев, В.В. Харионовский, В.П. Подкользин. №3863190/06; Заявл. 04.03.85; Опубл. 09.07.95. -Бюл. № 19.

5. Пат. 2070678 RU, МПК F 16 L 1/028, 1/06. Трубопровод / И.Н. Рубцов, А.Л. Михлин, О.Ш. Шубин, Н.И. Рубцов. №93010636/06; Заявл. 01.03.93; Опубл. 20.12.96.-Бюл. №35.

6. Пат. 4269539 США, МКИ2 F 16 L 1/02. Method for preventing damage to a gas pipeline due to excessive frost heaving/ W. Hopke; №567536; Заявл. 07.12.78; Опубл. 26.05.81; НКИ 405-130.

7. Пат. 2003910 RU, МПК F 16 L 1/028. Способ вмораживания трубопровода с охлажденным газом в вечномерзлый грунт / P.M. Хафизов, Н.Н. Желудков, В.В. Стасев, С.С. Ильясов. №4678933/29; Заявл. 13.04.89; Опубл. 30.11.93. - Бюл. № 4344.

8. Авт. свид. 1784795 SU, МПК F 16 L 1/028. Способ сооружения подземного трубопровода / В.В. Стасев, А.Д. Перельмитер, Е.А. Лунтовский и др. -№4841600/29; Заявл. 22.06.90; Опубл. 30.12.92. Бюл. № 48.

9. Авт. свид. 1700325 SU, МПК F 16 L 1/028. Способ прокладки подземного трубопровода в мерзлых грунтах / П.И. Кашперюк, А.Д. Перельмитер, В.П. Горошевский, В.Н. Сатаров. №4623325/29; Заявл. 05.11.88; Опубл. 23.12.91. - Бюл. №47.

10. Магистральные трубопроводы охлажденного и сжиженного природного газа / Полозов А.Е., Шарыгин В.М. и др.// Уральское отделение АН СССР. Коми научный центр. Сыктывкар, 1988. - 160 с.

11. Авт. свид. 1032862 SU, МПК F 16 L 1/00. Способ сооружения низкотемпературных трубопроводов / В.М. Шарыгин №3287326/29-08; Заявл. 04.05.81; Зарегистр. в Гос. реестре изобр. СССР 01.04.83.

12. Авт. свид. 605055 SU, МПК F 16 L 1/00. Способ прокладки трубопровода в просадочных и пучинистых грунтах / Н.И. Коваленко, З.Т. Галиуллин, С.В. Карпов. №2333882/03; Заявл. 05.03.76; Опубл. 30.04.78. - Бюл. № 16.

13. Авт. свид. 1551008 SU, МПК F 16 L 1/028. Способ подземной прокладки трубопровода на неустойчивых грунтах / С.М. Соколов, А.А. Лаптев, С.Ф. Кузнецов и др. №4404359/29; Заявл. 04.04.88; Опубл. 20.09.95. - Бюл. № 26.

14. Авт. свид. 796609 SU, МПК F 16 L 1/00. Способ прокладки трубопровода в просадочных и пучинистых грунтах / В.Л. Чумаков. №2744389/29-08; Заявл. 30.03.79; Опубл. 15.01.81. - Бюл. № 2.

15. Авт. свид. 1601449 SU, МПК F 16 L 1/028. Способ прокладки подземного трубопровода через участки вечномерзлых грунтов / С.С. Караваев, Г.В. Ничевилов,

16. С.Ф. Кузнецов и др. №4480623/24-29; Заявл. 06.06.88; Опубл. 23.10.90. - Бюл. № 39.

17. Авт. свид. 1773141 SU, МПК F 16 L 1/028. Способ прокладки подземного трубопровода / Ю.С. Даниэлян, П.А. Яницкий, Т.А. Гудалина, С.А. Вариченко. -№4771848/29; Заявл. 27.10.89; Опубл. 10.10.95. Бюл. № 28.

18. Пат. 2091654 RU, МПК F 16 L 1/038. Способ укладки трубопровода / В.Д. Кулигин. №93012962/03; Заявл. 10.03.93; Опубл. 27.09.97. - Бюл. № 27.

19. Авт. свид. 1810705 SU, МПК F 16 L 1/028. Способ прокладки трубопровода в многолетнемерзлых грунтах / Х.К. Мухаметдинов, В.Е. Поляков, Н.Н. Желудков, B.C. Сумароков. -№4924906/29; Заявл. 05.02.91; Опубл. 23.04.93. Бюл. № 15.

20. Заявка №55-29317 Япония, МКИ2 F 16 L 1/02. Способ прокладки подземного трубопровода / Мицубиси дэюкогё К.К.- № 47-6217; Заявл. 17.01.72; Опубл 02.08.80;

21. Авт. свид. 1373957 SU, МПК F 16 L 1/02. Способ закрепления выпученного участка магистрального газопровода / В.П. Байков, Б.В. Трухин, В.А Маренич и др. №4023541/31-08; Заявл. 19.02.86; Опубл. 15.02.88. - Бюл. № 6.

22. СП 107 -34 -96. Балластировка, обеспечение устойчивости положения газопроводов на проектных отметках. Введ 01.01.97. - ИРЦ Газпром. -М.,1996, 48 с.

23. Спектор Ю.И. Повышение устойчивости подземных газопроводов методами искусственного улучшения свойств грунтов / Обзор, информ. Сер. «Транспорт и подземное хранение газа» М.: ИРЦ Газпром, 1995. - 28 с.

24. Пат. 2079599 RU, МПК Е 01 F 5/00. Водопропускное сооружение под насыпью / В.Н. Лисин, А.Я. Яковлев, В.М. Бурдейный и др. №95101592/11; Заявл. 02.02.95; Опубл. 20.05.97. - Бюл. № 14.

25. Авт. свид. 1532637 SU, МПК Е 01 F 5/00. Водопропускное сооружение под насыпью / Н.Д. Ахтимиров, А.В. Семериков, В.Н. Катранов. №4404468/23-11; Заявл. 06.04.88; Опубл. 30.12.89.-Бюл. №48.

26. Пат. 2137972 RU, МПК F 16 L 1/028, Е 01 F 5/00. Водопропускное сооружение под насыпью / В.М. Бурдейный, А.Я. Яковлев, В.Н. Лисин. -№98105823/06; Заявл. 19.03.98; Опубл. 20.09.99. Бюл. № 26.

27. Пат. 2142090 RU, МПК F 16 L 1/26. Способ ремонта перехода трубопровода / Ф.Г. Тухбатуллин, P.P. Усманов, А.Р. Мукминов и др. №98104761/06; Заявл. 23.02.98; Опубл. 27.11.99. - Бюл. № 33.

28. РД 51-2.4-007-97. Инструкция по борьбе с водной эрозией грунтов на линейной части трубопроводов. Введ.01.01.98. - ИРЦ Газпром, - М., 1998,60 с.

29. Авт. свид. 391341 SU, МПК F 16 L 1/00. Способ прокладки подземного трубопровода / И.Э. Мальберт. №1674615/29-14; Заявл. 21.06.71; Опубл. 25.07.73. -Бюл. № 31.

30. Авт. свид. 1770656 SU, МПК F 16 L 1/028. Способ прокладки трубопровода в обводняемых грунтах / Е.Г. Елизарьев, Э.И. Дизер, А.А. Сунцов. №4871814/029; Заявл. 09.08.90; Опубл. 23.10.92. - Бюл. № 39.

31. Авт. свид. 1651004 SU, МПК F 16 L 1/028. Способ прокладки подземного трубопровода / В.В. Спиридонов, Т.Х. Саттаров, Б.И. Даныиин. №3936731/63; Заявл. 29.07.85; Опубл. 23.05.91.-Бюл. № 19.

32. Авт. свид. 1732104 SU, МПК F 16 L 1/028. Способ прокладки подземного трубопровода / Е.Г. Елизарьев, Э.И. Дизер. №4832142/29; Заявл. 29.05.90; Опубл. 07.05.92.-Бюл. № 17.

33. Авт. свид. 2090795 RU, МПК F16 L 1/028. Способ прокладки подземного трубопровода/ В.М. Шарыгин, А.Н. Колотовский. №95100644/06; Заявл. 10.01.95; Опубл. 20.09.97. - Бюл. №26.

34. Пат. 2062936 RU, МПК F 16 L 1/028. Противоэрозионная система трубопровода, проложенного на склоне / Х.К. Мухаметдинов, Н.Н. Желудков. -№93035696/06; Заявл. 07.07.93; Опубл. 27.06.96. Бюл. № 18.

35. Пат. 2028534 RU, МПК F 16 L 1/024. Способ сооружения трубопровода в сложных природных условиях / К.Ф. Отт. №4948681/29; Заявл. 24.06.91; Опубл. 09.02.95.-Бюл. №4.

36. Пашковский Б.З. Предотвращение роста оврагов и защита трубопроводов // Строительство трубопроводов. 1974. - №7. С. 9-11.

37. Авт. свид. 1652727 SU, МПК F 16 L 1/028. Способ подземной прокладки трубопровода на участках неустойчивых грунтов / С.Ф. Кузнецов, А.А. Лаптев, В.А. Быковский, Г.Г Шеломенцев. №4493037/29; Заявл. 10.10.88; Опубл. 30.05.91. -Бюл. № 20.

38. Авт. свид. 1341437 SU, МПК F 16 L 1/00. Способ сооружения подземного трубопровода / B.C. Сумароков, П.П. Шабанов, B.C. Керницкий и др. -№3989330/23-08; Заявл. 16.12.85; Опубл. 30.09.87.-Бюл. № 36.

39. Авт. свид. 1427141 SU, МПК F16 L1/02. Способ прокладки трубопровода с отрицательной плавучестью/ В.М. Шарыгин, А.А. Семяшкин №4139566/23-08; Заявл. 28.10.86; Опубл. 30.09.88.- Бюл. № 36.

40. Авт. свид. 1552738 SU, МПК F16 L1/028. Способ прокладки «теплого» трубопровода в обводненных грунтах/ В.М. Шарыгин и др. №4354937/23-29; Заявл. 04.01.88; Зарегистр в Госреестре изобр. СССР 22.11.89.

41. Авт. свид. 1712729 SU, МПК F 16 L 1/26. Способ ремонта провисающих и размытых участков подводного трубопровода / А.Г. Гумеров, Р.С. Гумеров, P.M. Аскаров и др. №4660124/29; Заявл. 09.03.89; Опубл. 15.02.92. - Бюл. № 6.

42. Авт. свид. 1010384 SU, МПК F 16 L 1/02. Способ прокладки трубопровода в мерзлых грунтах / С.М. Соколов, И.А. Щербинин, Г.Г. Первушин, С.С. Караваев. -№3306467/29-08; Заявл. 19.06.81; Опубл. 07.04.83. Бюл. № 13.

43. Пат. 2030672 RU, МПК F 16 L 1/028. Способ прокладки подземного трубопровода на участках слабонесущих грунтов / К.Ф. Отт. №5017125/29; Заявл. 19.12.91; Опубл. 10.03.95. - Бюл. № 7.

44. Авт. свид. 1339340 SU, МПК F 16 L 1/00. Способ прокладки трубопровода в мерзлых грунтах / С.В. Карпов, Н.А. Карпова. №3966848/23-08; Заявл. 09.10.85; Опубл. 23.09.87. - Бюл. № 35.

45. Хайруллин Ф.Г. Напряженное состояние участков нефтепровода при ремонте с подсадкой на болотах // Вопросы технической эксплуатации магистральных газопроводов: Сб. науч. тр./ ВНИИСПТНефть. Уфа, 1984. - С. 3943.

46. Пат. 2081366 RU, МПК F 16 L 1/26. Способ ремонта провисающих и размытых участков подводного трубопровода / В.Н. Лисин, А.Я. Яковлев, С.С. Березин и др. №95105650/06; Заявл. 13.04.95; Опубл. 10.06.97. - Бюл. № 16.

47. Авт. свид. 1145200 SU, МПК F 16 L 1/02. Способ прокладки трубопровода при низких температурах / С.В. Карпов. №3432927/29-08; Заявл. 05.05.82; Опубл. 15.03.85.-Бюл. № 10.

48. Авт. свид. 1161769 SU, МПК F 16 L 1/00. Способ бескомпенсаторной прокладки трубопровод / Б.Е. Патон, В.И. Новиков, А.О. Лось и др. №3583300/2908; Заявл. 16.04.83; Опубл. 15.06.85. - Бюл. № 2.

49. Авт. свид. 1518532 SU, МПК Е 21 D 21/00. Анкерная податливая крепь/ В.Г. Чирсков, П.П. Бородавкин, С.М. Щербаков. №4364460/23-03; Заявл. 18.12.87; Опубл. 30.10.89. - Бюл. № 40.

50. Авт. свид. 1518531 SU, МПК Е 21 D 21/00. Анкерная податливая крепь/ П.П. Бородавкин, А.Ф. Ренкель, С.М. Щербаков, В.П. Бородавкин. №4268272/2303; Заявл. 25.06.87; Опубл. 30.10.89. - Бюл. № 40.

51. Авт. свид. 1583620 SU, МПК Е 21 D 21/00. Анкерная податливая крепь / В.Н. Сатаров, М.Б. Ледянкин, Н.П. Васильев, А.Ф. Ренкель. №4478081/23-03; Заявл. 02.09.88; Опубл. 07.08.90. - Бюл. № 29.

52. Пат. 2073161 RU, МПК F 16 L 1/06. Анкерная система для закрепления трубопровода в пучинистом грунте / P.M. Хафизов. №93057490/06; Заявл. 29.12.93; Опубл. 10.02.97.-Бюл. №4.

53. Пат. 2079030 RU, МПК F 16 L 1/06. Компенсирующее анкерное устройство для закрепления трубопровода / P.M. Хафизов. №94001648/06; Заявл. 17.01.94; Опубл. 10.05.97. - Бюл. № 13.

54. Авт. свид. 1729178 SU, МПК F 16 L 1/06. Способ вмораживания анкера для крепления трубопровода / Х.К. Мухаметдинов, С.М. Щербаков. №4611747/29; Заявл. 01.12.88; Опубл. 10.12.96. - Бюл. № 34.

55. Авт. свид. 1296778 SU, МПК F 16 L 1/02. Способ закрепления трубопровода на проектной отметке в мерзлом грунте / Б.К. Дмитриев, А.И. Горбачев. №3911542/23-08; Заявл. 01.04.85; Опубл. 15.03.87. - Бюл. № 10.

56. Вмораживаемые анкеры новой конструкции / P.P. Гумеров, В.Г. Батурчик, Г.В. Баталина и др // Строительство трубопроводов. 1989. - №3. - С. 23-24

57. Бородавкин В.П. Как устанавливать дисковые вмораживаемые анкеры // Строительство трубопроводов. 1988. - №12. - С. 37-38.

58. Бородавкин П.П. Закрепление газопроводов на вечной мерзлоте при помощи вмораживаемых анкерных устройств / П.П. Бородавкин, С.М. Щербаков // Строительство трубопроводов. 1988. - №2. - С. 14-17.

59. ВСН 007-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Конструкции и балластировка. Введ 20.11,88.- М.: Миннефтегазстрой, 1989.-51 с.

60. ВСН 013-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов в условиях вечной мерзлоты. Введ 01.01.89. - М.: Миннефтегазстрой, 1989.-33 с.

61. Сооружение газопровода Мессояха-Норильск школа для строителей северных трубопроводов / Ф.Т. Бондарь, Н.П. Васильев, Э.И. Гордон, В.А. Кортунов // Строительство трубопроводов. - 1969. - №12. - С. 10-13.

62. Огнеструйное бурение в зоне распространения многолетнемерзлых грунтов / В.А. Мусиенко, Б.К. Стырон, Б.Ф. Шерстюк, Е.К. Ястребов // Газовая промышленность. 1989. - №7. - С. 24-29

63. Трофимов А.С. Закрепление трубопроводов в мерзлых грунтах анкерами с термопатронами // Строительство трубопроводов. 1980. - №12. - С. 13-14.

64. Экспериментальные исследования несущей способности вмороженных дисковых анкеров / P.M. Хафизов, В.Е. Поляков, P.P. Гумеров, В.Г. Батурчик // Балластировка и закрепление магистральных трубопроводов: Сб. науч. тр./ВНИИСТ.- М.,1988. С. 68-73

65. Стасев В.В. Анализ устойчивости газопровода, закрепленного анкерными устройствами // Строительство трубопроводов. 1991.- №3. - С. 28-30

66. Пат. 4756129 США, МКИ2 Е 02 D 5/76.Ground anchor and apparatus to set and remove same / B.C. Webb (США) №451878; Заявл. 21.12.82; Опубл. 12.07.88; НКИ 52-157.

67. Пат. 4653245 США, МКИ2 Е 02 D 5/74. Ground anchor and apparatus to set and remove same / B.C. Webb (США) №689027; Заявл. 7.01.85; Опубл. 31.03.87;НКИ 52-749.

68. Авт. свид. 220701 SU, МПК F 06 L. Устройство для закрепления трубопровода на проектной отметке / Н.А. Головкин, И.И. Ломов, А.К. Беззуб, М.М. Данилюк. №1146560/29-14; Заявл. 05.04.67; Опубл. 28.06.68. - Бюл. № 20.

69. Авт. свид. 621937 SU, МПК F 16 L 1/00. Анкерное устройство для закрепления трубопроводов / А.Г. Гумеров, Х.А. Азметов, Р.З. Каримова. -№2453694/29-08; Заявл. 16.02.77; Опубл. 30.08.78. Бюл. № 32.

70. Авт. свид. 1642180 SU, МПК F 16 L 1/06. Устройство для закрепления трубопровода / В.А. Жуковский, В.В. Пушников. №4623625/29; Заявл. 14.11.88; Опубл. 15.04.91.-Бюл. № 14.

71. Авт. свид. 1331956 SU, МПК Е 02 D 5/80, 7/22. Способ погружения винтового анкера / В.В. Ильичев, В.И. Лебедев, А.Б. Рубинштейн, К.П. Шевцов. -№3934594/29-33; Заявл. 22.07.85; Опубл. 23.08.87. Бюл. № 31.

72. Авт. свид. 547497 SU, МПК Е 02 D 5/56, 5/80. Винтовой анкер / И.Я. Бейлин, Г.Ю. Лея, В.А Щербаков и др. №2177609/33; Заявл. 01.10.75; Опубл.2502.77.-Бюл. №7.

73. Авт. свид. 1472571 SU, МПК Е 02 D 5/56, 5/80. Винтовой анкер / В.П. Чернюк, Г.И. Юськович, В.Н. Пчелин и др. №4248676/31-33; Заявл. 25.05.87; Опубл. 15.04.89. - Бюл. № 14.

74. Авт. свид. 596694 SU, МПК Е 02 D 5/56. Винтовой анкер / Г.Л. Артюшенко, В.П. Беляев, А.П Ломовцев, И.Ф. Холин. №2376603/29-33; Заявл. 16.03.76; Опубл.0503.78.-Бюл. №9.

75. Авт. свид. 415343 SU, МПК Е 02 D 5/56. Анкер / В.Е. Степанов, В.В. Метелкин. №1779577/29-14; Заявл. 03.05.72; Опубл. 15.02.74. - Бюл. № 6.

76. Заявка. №60-102416 Япония, МКИ2 Е 02 D 5/56. Drilling piple / Sh. Kodama; Wasukawa Kensetsy K.K. № 58207384; Заявл. 06.06.85; Опубл. 09.10.85.

77. Авт. свид. 1390302 SU, МПК Е 02 D 5/56. Винтовая свая / В.П. Чернюк, В.Н. Пчелин. №4136446/31-33; Заявл. 15.10.86; Опубл. 23.04.88. - Бюл. № 15.

78. Авт. свид. 1375738 SU, МПК Е 02 D 5/56. Свая / Н.В. Ковальчук, В.П. Черных, В.Н. Пчелин и др. №4122900/31-33; Заявл. 24.09.86; Опубл. 23.02.88. -Бюл. № 7.

79. Авт. свид. 1384661 SU, МПК Е 02 D 5/56. Винтовая свая / В.Н. Пчелин, В.П. Чернюк, А.Д. Никитина, О.Г. Юнатова. №4127873/29-33; Заявл. 03.10.86; Опубл. 30.03.88.-Бюл. № 12.

80. Заявка №60-19821 Япония, МКИ2 Е 02 D 5/56. Underground pile / Н. Hoshino; K.K. Hitachi densen.- № 58126587 ; Заявл. 12.7.83; Опубл. 14.06.85.

81. Заявка №58-54211 Япония, МКИ2 Е 02 D 5/56. Железобетонная винтовая свая / К.К. Нипон самикон; Опубл. 03.12.83.

82. Заявка №59-4008 Япония, МКИ2 Е 02 D 5/56. Винтовая железобетонная свая /Ниппон самиюн К.К. № 56-17155; Заявл. 06.02.81; Опубл. 27.01.84.

83. Заявка №61-51095 Япония, МКИ2 Е 02 D 5/54. Винтовая анкерная свая / К.К. Дайто дзюки кодзи.- № 5815482 ; Заявл. 03.02.83; Опубл. 11.07.86.

84. Заявка №1595432 Великобритания, МКИ2 Е 02 D 5/56. Precast concrete piling/W.F. Gillen; Опубл. 12.08.81.

85. Заявка №. 62-6051 Япония, МКИ2 Е 02 D 5/56, 5/80. Погружная завинчиваемая анкерная свая, работающая на выдергивание / К.К. Дайто дзюки кодзи №57158046; Заявл. 13.09.82; Опубл. 07.02.87;НКИ 4-152.

86. Авт. свид. 630342 SU, МПК Е 02 D 5/80. Грунтовой анкер / В.И. Минаев, В.Л. Березин, А.С Трофимов и др. №24964009/29-33; Заявл. 19.05.77; Опубл. 30.10.78.-Бюл. №40.

87. Авт. свид. 773197 SU, МПК Е 02 D 5/80. Грунтовой анкер / И.В. Загрядский.- №2752006/29-33; Заявл. 12.04.79; Опубл. 23.10.80. Бюл. № 39.

88. Авт. свид. 1569499 SU, МПК F 16 L 1/028. Раскрывающийся анкер трубопровода / А.И. Михельман, Н.А. Михельман. №4467497/24-29; Заявл. 26.05.88; Опубл. 07.06.90. - Бюл. №21.

89. Авт. свид. 1557260 SU, МПК Е 02 D 5/80. Грунтовый анкер / В.М. Сайфуллин. №4424618/23-33; Заявл. 01.03.88; Опубл. 15.04.90. - Бюл. № 14.

90. Авт. свид. 1585610 SU, МПК F 16 L 1/028. Способ прокладки трубопровода на обводняемых территориях / В.М. Павлюченко, Н.П. Васильев, С.М. Щербаков, В.А. Шукаев. №4448014/24-29; Заявл. 24.06.88; Опубл. 15.08.90. - Бюл. № 30.

91. Авт. свид. 1606794 SU, МПК F 16 L 1/06. Анкер трубопровода / П.А. Вислобицкий, Л.Б. Василенко, В.М. Колесник, С.П. Вельчев. №4393073/24-29; Заявл. 15.03.88; Опубл. 15.11.90.-Бюл. №42.

92. Авт. свид. 929950 SU, МПК F 16 L 1/02. Устройство для закрепления трубопровода на проектных отметках / Н.П. Васильев, П.П. Бородавкин, А.П. Васильев. №2887052/29-08; Заявл. 28.02.80; Опубл. 23.05.82. - Бюл. № 19.

93. Авт. свид. 1021858 SU, МПК F 16 L 1/02. Анкерная система для закрепления трубопровода на проектных отметках / Н.П. Васильев, П.П. Бородавкин, А.П. Васильев и др. №3390248/29-08; Заявл. 25.01.82; Опубл. 07.06.83. -Бюл. №21.

94. Авт. свид. 1409727 SU, МПК Е 02 D 5/56. Винтозабивная свая / Г.И. Волков.- №4058620/29-33; Заявл. 18.04.86; Опубл. 15.07.88. Бюл. № 26.

95. Авт. свид. 1645368 SU, МПК Е 02 D 5/56. Винтовая свая / В.П. Чернюк, В.В. Спиридонов, В.Н. Пчелин и др. №4683597/33; Заявл. 24.04.89; Опубл. 30.04.91. -Бюл. № 16.

96. Авт. свид. 1145201 SU, МПК F 16 L 1/02. Свайная анкерная система для закрепления трубопровода на проектных отметках / В.М. Павлюченко, В.В. Постников, Н.П. Васильев, Я.Б. Коцик. №3684015/29-08; Заявл. 26.10.83; Опубл. 15.03.85.-Бюл. № 10.

97. Авт. свид. 2066411 SU, МПК F 16 L 1/06. Трубопроводная система / А.Л. Еременко, А.Л. Михлин, Н.И. Рубцов и др. №93003063/06; Заявл. 18.01.93; Опубл. 10.09.96.-Бюл. №25.

98. Авт. свид. 541922 SU, МПК Е 02 D 5/54. Анкерное устройство для крепления трубопроводов / В.Л. Трофимов, С.М. Соколов, B.C. Журавлев, В.А. Гагин. -№2024884/33; Заявл. 16.05.74; Опубл. 05.01.77.-Бюл. № 1.

99. Авт. свид. 1079938 SU, МПК F 16 L 1/02. Анкерная система трубопровода / Я.М. Каган, С.М. Соколов, В.В. Бессараб. №3405196/29-08; Заявл. 11.03.82; Опубл. 15.03.84,-Бюл. № 10.

100. Пат. 2074998 RU, МПК F 16 L 1/06. Устройство крепления трубопровода от всплытия / Р.В. Райков, И.З. Гольдфельд, В.И. Киселев и др. №5006900/06; Заявл. 03.09.91; Опубл. 10.03.97. -Бюл. № 7.

101. Авт. свид. 1362781 SU, МПК Е 02 D 5/80. Анкерное устройство / В.П. Чернюк, Н.С. Метелюк, В.Н. Пчелин и др. №4067148/31-33; Заявл. 15.04.86; Опубл. 30.12.87.-Бюл. №48.

102. Авт. свид. 1469023 SU, МПК Е 02 D 5/80. Анкерное приспособление / B.JL Ляхов. -№3993516/29-33; Заявл. 17.12.85; Опубл. 30.03.89.-Бюл. № 12.

103. Авт. свид. 1585461 SU, МПК Е 02 D 5/54. Анкерная свая / Г.И. Диль, С.Г. Обловатная. №4481891/23-33; Заявл. 14.09.88; Опубл. 15.08.90.-Бюл. № 30.

104. Авт. свид. 1318657 SU, МПК Е 02 D 5/80, 5/54. Грунтовый анкер / И.З. Гольдфельд, М.Г. Лунин, Г.Н. Стригин. №3908169/29-33; Заявл. 07.06.85; Опубл. 23.06.87.-Бюл. №23.

105. Авт. свид. 607884 SU, МПК Е 02 D 5/80. Грунтовый анкер / Д.Т. Якимович, Б.И. Циунчик, В.А. Кисурин, Б.Н. Моргунов. №2457095/29-33; Заявл. 01.02.77; Опубл. 25.05.78. - Бюл. № 19.

106. Авт. свид. 700595 SU, МПК Е 02 D 5/80. Грунтовый анкер / А.А. Сальников. -№2505184/29-33; Заявл. 07.07.77; Опубл. ЗОЛ 1.79. -Бюл. № 44.

107. Авт. свид. 1392203 SU, МПК Е 02 D 5/80. Способ выполнения буроинъекционного анкера / М.И. Никитенко, Ю.А. Соболевский, Д.Ю. Соболевский и др. №4127194/31-33; Заявл. 02.10.86; Опубл. 30.04.88. - Бюл. № 16.

108. Авт. свид. 1820127 SU, МПК F 16 L 1/024, 028. Способ закрепления подземного трубопровода в мерзлых грунтах / И.П. Новиков, В.А. Шукаев. -№4708566/29; Заявл. 18.04.89; Опубл. 07.06.93. Бюл. № 21.

109. Васильев Н.П. Основные направления совершенствования строительства трубопроводов в заболоченной местности // нефтепромысловое строительство: Реф. науч.-тех. сб./ ВНИИОЭНГ. 1977. - №12. - С. 3-5.

110. Поляков В.Е. Рационально использовать несущую способность анкеров при закреплении трубопроводов / В.Е. Поляков, Г.А. Горохова // строительство трубопроводов. 1985. - №8. - С. 27.

111. Брун А.И. Закрепление трубопроводов выстреливаемыми анкерами / А.И. Брун, И.Д. Скворцов, А.А. Талалаев // Строительство трубопроводов. 1978. - №10. -С. 33-35.

112. Соколов С.М. Применение мощных артиллерийских систем для погружения анкеров / С.М. Соколов, В.А. Гагин, A.JI. Павлович // Нефтепромысловое строительство: Реф. науч.-тех. сб. / ВНИИОЭНГ. !982. - №8. -С.11-13.

113. Горохова Г.А. Применение винтовых анкерных устройств для закрепления трубопроводов / Г.А. Горохова, С.В. Твердомед // Строительство объектов нефтяной и газовой промышленности: Экспресс-информация / Информнефтегазстрой. 1978. - №6. - С. 5-7.

114. Шабанов П.П. Использование для балластировки трубопроводов анкеров раскрывающегося типа АР-401 / П.П. Шабанов, Н.Г. Дорошенко, В.А. Машевский // Строительство трубопроводов. 1978. - №12. - С. 25-26.

115. ВСН 39-1.9-003-98. Конструкции и способы балластировки и закрепления подземных газопроводов. Введ. 01.01.99. -ИРЦ Газпром. -М., 1998,52 с.

116. Дерцакян А.К. Строительство трубопроводов на болотах и многолетнемерзлых грунтах / А.К. Дерцакян, Н.П. Васильев. М.: Недра, 1978.-168с.

117. Авт. свид. 1348599 SU, МПК F 16 L 1/02. Утяжелитель трубопровода / В.И. Костенко. №2061953/23-08; Заявл. 21.04.74; Опубл. 30.10.87. -Бюл. № 40.

118. Авт. свид. 934135 SU, МПК F 16 L 1/04. Утяжелитель трубопровода / В.М. Шарыгин. №2990932/29-08; Заявл. 08.10.80; Опубл. 07.06.82. - Бюл. № 21.

119. Авт. свид. 922408 SU, МПК F 16 L 1/04. Утяжелитель трубопровода / В.М. Шарыгин, Н.В. Кулыгин. №2984246/29-08; Заявл. 23.09.80; Опубл. 23.04.82. - Бюл. №15.

120. Авт. свид. 1714274 SU, МПК F 16 L 1/06. Бетонный блок двухблокового утяжелителя трубопровода / А.А. Рикошетов, A.M. Михайлюк, Е.А. Лунтовский и др. №4834622/29; Заявл. 24.04.90; Опубл. 23.02.92. - Бюл. № 7.

121. Авт. свид. 750208 SU, МПК F 16 L 1/00. Утяжелитель трубопровода / Н.В. Николаев, М.Ш. Хигер. №2708477/29-08; Заявл. 27.11.78; Опубл. 23.07.80. - Бюл. №27.

122. Авт. свид. 594390 SU, МПК F 16 L 1/04. Груз для балластировки трубопроводов / Н.В. Кулыгин, В.П. Антипов, В.О. Лукша, В.И. Вотинцев. -№2377316/29-08; Заявл. 21.06.76; Опубл. 25.02.78. Бюл. № 7.

123. Авт. свид. 607088 SU, МПК F 16 L 1/00. Утяжелитель трубопровода / Г.К. Гамаюнов, Б.К. Дмитриев, И.А. Палферов. №2425652/29-08; Заявл. 02.12.76; Опубл. 15.05.78. - Бюл. № 18.

124. Авт. свид. 624049 SU, МПК F 16 L 1/04, F 16 L 59/12. Балластное покрытие подводного трубопровода / И.Х. Гольцов, Т.Х. Саттаров, В.Г. Шаронов, М.П. Карпенко. №2430956/29-08; Заявл. 16.12.76; Опубл. 15.09.78. - Бюл. № 34.

125. Авт. свид. 769177 SU, МПК F 16 L 1/02. Утяжелитель трубопровода / Н.В. Николаев. №2693071/29-08; Заявл. 06.12.78; Опубл. 07.10.80. - Бюл. № 37.

126. Крупкин Б.Н. Некоторые вопросы проектирования и строительства подводных трубопроводов: Сб. науч. Тр./ ВНИИСТ. М., 1983.- С. 24-36.

127. Авт. свид. 857619 SU, МПК F 16 L 1/04. Утяжелитель трубопровода / Э.И. Дизер, М.Ш. Хигер. №2857234/29-08; Заявл. 19.12.79; Опубл. 23.08.81. - Бюл. № 31.

128. Авт. свид. 756123 SU, МПК F 16 L 1/02. Утяжелитель трубопровода / Н.П. Васильев, В.М. Степанов, В.Е. Поляков и др. №2611944/29-08; Заявл. 28.04.78; Опубл. 15.08.80.-Бюл. №30.

129. Авт. свид. 1106950 SU, МПК F 16 L 1/02. Утяжелитель трубопровода / Н.П. Васильев, В.Е. Поляков, В.А. Шукаев, В.А. Гребенюк. №3572728/29-08; Заявл. 05.04.83; Опубл. 07.08.84. - Бюл. № 29.

130. Авт. свид. 1710913 SU, МПК F 16 L 1/06. Утяжелитель трубопровода / Е.Я. Плешаков, Н.А. Березин, Н.П. Васильев. №4497652/29; Заявл. 24.10.88; Опубл. 07.02.92.-Бюл. №5.

131. Пат. 2056568 RU, МПК F 16 L 1/06. Утяжелитель трубопровода / Л.А. Димов, B.C. Сумароков, B.C. Керницкий, А.А.Рикошетов. №5017146/06; Заявл. 05.07.91; Опубл. 20.03.96.-Бюл. № 8.

132. Авт. свид. 1244421 SU, МПК F 16 L 1/02. Утяжелитель трубопровода / Л.А. Бабин, Л.И. Быков, С.К. Рафиков. №3616638/29-08; Заявл. 07.07.83; Опубл.1507.86.-Бюл. №26.

133. Пат. 2066807 RU, МПК F 16 L 1/06. Утяжелитель трубопровода / Х.К. Мухаметдинов, В.Е. Поляков, Е.К. Вейберт и др. №5061875/06; Заявл. 11.09.92; Опубл. 20.09.96. - Бюл. № 26.

134. Демиховский В.А. Балластировка трубопроводов железобетонными утяжелителями УП / В.А. Демиховский, Н.П. Липович // Строительство трубопроводов. 1980. - №12. - С. 15-16.

135. Авт. свид. 1296780 SU, МПК F 16 L 1/04. Утяжелитель трубопровода / Н.М. Павлов, Х.К. Мухаметдинов. №2901293/29-08; Заявл. 20.02.80; Опубл.1503.87.-Бюл. № 10.

136. Авт. свид. 1492147 SU, МПК F 16 L 1/02. Утяжелитель трубопровода / Е.Я. Плешаков. №4100565/29-29; Заявл. 21.05.86; Опубл. 07.07.89. - Бюл. № 25.

137. Авт. свид. 1675610 SU, МПК F 16 L 1/06. Утяжелитель трубопровода / B.C. Павлык, В.А. Малинин, Г.С. Румянцева и др. №4458248/29; Заявл. 22.06.88; Опубл. 07.09.91.-Бюл. №33.

138. Авт. свид. 1810706 SU, МПК F 16 L 1/28. Способ прокладки трубопровода на обводняемых территориях / С.С. Зырянов, Е.Ф. Ушаков. №4929845/29; Заявл. 19.04.91; Опубл. 23.04.93. - Бюл. № 15.

139. Авт. свид. 1024641 SU, МПК F 16 L 1/02. Утяжелитель трубопровода / И.С. Каретников, А.Е. Калмыков. №3368109/29-08; Заявл. 16.12.81; Опубл. 23.06.83.-Бюл. №23.

140. Авт. свид. 1492148 SU, МПК F 16 L 1/02. Утяжелитель трубопровода / Е.Я. Плешаков. №4198227/29-29; Заявл. 19.02.87; Опубл. 07.07.89. - Бюл. № 25.

141. Авт. свид. 1434204 SU, МПК F 16 L 1/02. Утяжелитель трубопровода / Е.Я. Плешаков. №4016822/29-08; Заявл. 31.01.86; Опубл. 30.10.88. - Бюл. № 40.

142. Авт. свид. 1164490 SU, МПК F 16 L 1/02. Утяжелитель трубопровода / JI.E. Кригман, Е.В. Ермолаев, К.И. Климов и др. №3690423/29-08; Заявл. 04.01.84; Опубл. 30.06.85. - Бюл. № 24.

143. Авт. свид. 629396 SU, МПК F 16 L 1/04. Самозажимной утяжелитель трубопровода / Н.В. Кулыгин, В.П. Антипов, В.О. Лукша. №2482221/29-08; Заявл. 03.05.77; Опубл. 25.10.78. - Бюл. № 39.

144. Шарыгин В.М., Антипов В.П., Ахтимиров Н.Д. Самозажимной утяжелитель для балластировки трубопровода/ Строительство трубопроводов. -1980.-с. 14-15.

145. Балластировка газопроводов полимерными контейнерными устройствами/ А.Я. Яковлев, В.М. Шарыгин и др. // Газовая промышленность. 2002. - №4. - С. 58-59.

146. Авт. свид. 1681108 SU, МПК F 16 L 1/028. Способ прокладки подземного трубопровода / Г.Е. Емельянов, И.В. Бочкова. №4467188/29; Заявл. 29.07.88; Опубл. 30.09.91. - Бюл. № 36.

147. Авт. свид. 769173 SU, МПК F 16 L 1/00. Утяжелитель подводного трубопровода / М.А. Камышев, С.И. Левин, В.А. Масчев. №2663841/29-08; Заявл. 30.08.78; Опубл. 07.10.80. - Бюл. № 37.

148. Авт. свид. 1092322 SU, МПК F 16 L 1/02. Утяжелитель трубопровода и способ монтажа протяженной оболочки утяжелителя на трубопровод / Я.М. Кутынский. №3461469/29-08; Заявл. 05.06.82; Опубл. 15.05.84. - Бюл. № 18.

149. Авт. свид. 1691646 SU, МПК F 16 L 9/18. Подводный трубопровод типа труба в трубе / П.П. Бородавкин, И.В. Иваник, И.Е.Литвин и др. №46963643/29; Заявл. 18.05.89; Опубл. 15.11.91.-Бюл. №42.

150. Шарыгин A.M., Шарыгин В.М. Влияние несоосности труб на напряженное состояние конструкции типа «труба в трубе»//Внедрение эффективных ресурсосберегающих технологий: Сб. науч. тр./ВНИИСТ.- М., 1989. С. 10-13.

151. Шарыгин В.М. Лисин В.Н., Ахтимиров Н.Д. Прочность сцепления труб с цементно-песчаным заполнителем в конструкциях типа «труба в трубе»/ ВНИПИтехоргнефтегазстрой, Экспресс-информ. Сер. Строительство магистральных трубопроводов.-М., 1988.-Вып.2.-С.1 -5.

152. Патент РФ № 2153119 RU, МПК F 16 L 1/028. Способ балластировки подземного трубопровода/Шарыгин В.М., Теплинский Ю.В., Яковлев А.Я., Березин С.С. № 98107944/06. Заявл. 20.04.1998; Опубл. 20.07.2000. Бюл. № 20.

153. Яковлев А.Я., Колотовский А.Н., Шарыгин В.М. Обеспечение эксплуатационной надежности МГ Севергазпрома/ Газовая промышленность. -1997.-№9.-с. 17-18.

154. Авт. свид. 1642183 SU, МПК F 16 L 1/08. Способ формирования и закрепления утяжеляющего покрытия на трубопроводной секции / Г.В. Ничевилов, Г.И. Ионин, В.В. Бакшаев и др. №4680573/29; Заявл. 18.04.89; Опубл. 15.04.91. -Бюл. № 14.

155. Авт. свид. 373477 SU, МПК F 16 L 1/00. Способ балластировки трубопроводов в траншее / Э.Р. Резник, Б.В. Спектор, Г.И. Покровский, Я.Б. Вайзбанд. -№1473867/29-14; Заявл. 14.09.70; Опубл. 12.03.73.-Бюл. № 14.

156. Авт. свид. 1330394 SU, МПК F 16 L 1/02. Способ балластировки и закрепления трубопровода в траншее / Н.П. Васильев, А.Д. Решетников, С.В. Твердомед и др. №3795330/23-08; Заявл. 26.09.84; Опубл. 15.08.87. - Бюл. № 30.

157. Елизарьев Е.Г. Повысить массу утяжелителей / Е.Г. Елизарьев, С.А. Абушахмин, Е.И. Соболев // Строительство трубопроводов. 1989. - №2. - С.39.

158. Васильев Н.П. Балластировка и закрепление трубопроводов. М.: Недра, 1984.-168 с.

159. Рубинов Н.З. Экономическая эффективность утяжеляющих грузов из особо тяжелого бетона / Н.З. Рубинов, И.В. Одина, И.Б. Веприк // Строительство объектов нефтяной и газовой промышленности: Экспресс-Информ. / Информнефтегазстрой. 1980. - Вып 8. - С. 3-9.

160. Авт. свид. 1333927 SU, МПК F 16 L 1/04. Способ прокладки подводного перехода трубопровода / В.Е. Поляков, О.Н. Головкина. №4058041/23-08; Заявл. 16.04.86; Опубл. 30.08.87.-Бюл. № 32.

161. Решетников А.Д. Групповой метод установки утяжеляющих железобетонных грузов на трубопроводы // Строительство трубопроводов. 1978. -№3. - С. 32

162. Авт. свид. 1341438 SU, МПК F 16 L 1/02. Способ балластировки трубопровода на участках упругого изгиба в вертикальной плоскости / B.C. Сумароков, JI.E. Кригман, Э.А Синявский и др. №4063607/23-08; Заявл. 13.03.86; Опубл. 30.09.87. - Бюл. № 36.

163. Газопроводы севера Западной Сибири: всплытие или выпучивание / Н.М. Хренов, В.В. Шеремет, А.Н. Козлов, Г.П. Пустовойт // Газовая промышленность. -2001.-№8.-С. 35-37.

164. Хренов Н.Н. Оценка состояния газопроводов Ямбург-Ныда // Газовая промышленность. 2002. - №4. - С. 54-58.

165. Авт. свид. 1404737 SU, МПК L 1/02. Способ прокладки подземного трубопровода / Л.П. Рябчук, И.И. Шарнило. №1211566/23-08; Заявл. 15.01.68; Опубл. 23.06.88. - Бюл. № 23.

166. Copperhwaite S.L., Marshall R.G. Geotextile pipeline weight design is advanced // Oil and Gas Journal. - 1987. - V.12 - №11.

167. Пат. 2074999 RU, МПК F 16 L 1/06. Устройство для закрепления трубопровода в грунте / В.П. Кулагин, Е.Г. Елизарьев, Н.Ф. Щепкин и др. -№93003058/06; Заявл. 18.01.93; Опубл. 10.03.97. Бюл. № 7.

168. Авт. свид. 1038679 SU, МПК F 16 L 1/02. Способ прокладки подземного трубопровода / A.M. Зиневич, К.И. Зайцев, В.П. Ментюков и др. №3436131/23-08; Заявл. 13.05.82; Опубл. 15.11.87.-Бюл. №42.

169. Авт. свид. 962713 SU, МПК F 16 L 1/02. Способ прокладки подземного трубопровода / А.Е. Калмыков, И.С. Каретников. №2901180/29-08; Заявл. 31.03.80; Опубл. 30.09.82. - Бюл. № 36.

170. Авт. свид. 1013689 SU, МПК F 16 L 1/02. Способ прокладки подземного трубопровода / С.М. Соколов, В.В. Бессараб. №3392098/29-08; Заявл. 05.02.82; Опубл. 23.04.83. - Бюл. № 15.

171. Авт. свид. 1041789 SU, МПК F 16 L 1/02. Способ прокладки подземного трубопровода / Л.Х. Гугаев, Г.Е. Емельянов. №1420981/29-08; Заявл. 30.03.70; Опубл. 15.09.83.-Бюл. №34.

172. Авт. свид. 1791654 SU, МПК F 16 L 1/028. Способ прокладки подземного трубопровода / В.В. Спиридонов, Т.Х. Саттаров, В.П. Ментюков и др. -№3754567/63; Заявл. 05.06.84; Опубл. 30.01.93. Бюл. № 4.

173. Авт. свид. 901407 SU, МПК Е 02 F 5/10, F 16 L 1/04. Способ прокладки подземного трубопровода / С.М. Соколов, В.В. Бессараб. №2915862/29-03; Заявл. 22.04.80; Опубл. 30.01.82. - Бюл. № 4.

174. Авт. свид. 1008558 SU, МПК F 16 L 1/02. Способ прокладки подземного трубопровода / A.M. Зиневич, В.П. Ментюков, Т.Х. Саттаров и др. №3354197/2903; Заявл. 12.11.81; Опубл. 30.03.83.-Бюл. № 12.

175. Авт. свид. 1268860 SU, МПК F 16 L 1/02. Способ прокладки подземного трубопровода / С.М. Соколов, В.М. Феклин, Г.В. Ничевилов и др. №3912748/23-08; Заявл. 17.06.85; Опубл. 07.11.86.-Бюл. № 41.

176. Авт. свид. 1399561 SU, МПК F 16 L 1/04. Способ прокладки подземного трубопровода / С.С. Караваев. №414453/29-08; Заявл. 23.07.86; Опубл. 30.05.88. -Бюл. № 20.

177. Авт. свид. 1661536 SU, МПК F 16 L 1/028. Способ прокладки подземного трубопровода / A.M. Шарыгин, В.М. Шарыгин. №4660464/29; Заявл. 09.03.89; Опубл. 07.07.91. - Бюл. № 25.

178. Авт. свид. 1490376 SU, МПК F 16 L 1/02. Способ балластировки трубопровода в траншее / П.А. Вислобицкий, В.И. Лысенко, Н.Н. Желудков и др. -№4241898/29-29; Заявл. 12.05.87; Опубл. 30.06.89. Бюл. № 24.

179. Пат. 2066410 RU, МПК F 16 L 1/028. Гибкое полотнище для балластировки трубопровода грунтом / Х.К. Мухаметдинов, Ю.А. Дудоладов. -№94007794/06; Заявл. 02.03.94; Опубл. 10.09.96. Бюл. № 25.

180. Авт. свид. 1590810 SU, МПК F 16 L 1/028. Способ балластировки трубопровода / Г.В. Ничевилов, С.Н. Стрижков, В.В. Миронов, И.Д. Скворцов. -№4383206/24-29; Заявл. 25.02.88; Опубл. 07.09.90. Бюл. № 33.

181. Авт. свид. 1687992 SU, МПК F 16 L 1/06. Утяжелитель трубопровода /

182. A.И. Грудко, В.Е. Поляков, Н.Н. Желудков, B.C. Сумароков. №4694940/29; Заявл. 24.05.89; Опубл. 30.10.91.-Бюл. №40.

183. Авт. свид. 1551930 SU, МПК F 16 L 1/02. Утяжелитель трубопровода / Е.Я. Плешаков. №4193227/29-29; Заявл. 09.02.87; Опубл. 23.03.90.-Бюл. № 11.

184. Пат. 2147352 RU, МПК F 16 L 1/06. Утяжелитель для балластировки трубопровода / С.М. Кашин, B.C. Пепеляев, Л.Д. Леонов и др. №99110786/06; Заявл. 19.05.1999; Опубл. 19.05.2000. - Бюл. № 10.

185. Авт. свид. 1675611 SU, МПК F 16 L 1/06. Утяжелитель трубопровода /

186. B.М. Волков, Ю.С. Филатов, В.Е. Поляков и др. №4749518/29; Заявл. 16.10.89; Опубл. 07.09.91. - Бюл. № 33.

187. Тенденции развития и опыт эксплуатации линейной части магистральных газопроводов на крайнем севере / В.Н. Лисин, В.М. Шарыгин, Г.Н. Поляков и др. // Транспорт и подземное хранение газа: Обзорная информ. / ВНИИЭ Газпром. 1989. - Вып8. -39 с.

188. Будзуляк Б.В. Реконструкция основа поддержания производственной мощности российской газотранспортной системы/ Наука и техника в газовой промышленности. - 2005 .- №2. - с. 2-6.

189. Опыт эксплуатации головного участка газопровода Ямбург-Елец / Лисин

190. B.Н., Шарыгин В.М., Поляков Г.Н. Козаченко В.А. //Экспресс-информация ВНИИЭГазпром. Сер. Транспорт и подземное хранение газа. М., 1998. - Вып. 21. C. 3-5.

191. Лисин В.Н., Шарыгин В.М., Придуха Н.И. Инструментальное обеспечение натурных исследований газопровода Ямбург-Елец/ Способы строительства и материалы для нефтегазовой отрасли Севера и полуострова Ямал: Сб. научных трудов// ВНИИСТ, 1988. - С. 5-10.

192. Газопровод Ямбург-Елец: определение ореолов оттаивания грунта / Лисин В.Н., Шарыгин В.М., Поляков Г.Н. Троценко В.П. // Газовая промышленность. -1989.-№5.-с. 38-39.

193. Справочник по строительству на вечномерзлых грунтах / Под. ред. Ю.Я. Велли, В.В. Докучаева, Н.Ф. Федорова. Л.: Стройиздат, 1977. - 552 с.

194. Адлер Ю.П. и др. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий. М.: Наука, 1976. - 280 с.

195. Диагностика состояния газотранспортных систем крайнего севера. Техногеоэкологический анализ состояния переходов трубопроводов через средние и малые водотоки/ В.В. Ремизов, Р.С. Сулейманов, Г.А. Ланчаков и др. М.: ИРЦ Газпром, 1998. - 84 с.

196. Перспективные способы балластировки МГ в условиях Ямала / В.М. Шарыгин, Ю.В. Илатовский, А.Я. Яковлев // Газовая промышленность. 2000.- №1- С. 51-52.

197. Харионовский В.В. Анализ технического состояния газопроводов на участке Ямбург-Ныда / В.В. Харионовский, Д.И. Ремизов, О.Н. Попов// Газовая промышленность . 2006. - №1. - С. 34-38.

198. Авт. свид. 1786331 SU, МПК F16L. Способ закрепления трубопровода на проектной отметке / В.М. Шарыгин, В.А. Козаченко. № 4673368/29; Заявл. 03.04.89; Опубл. 07.01.93.-Бюл. №1.

199. Авт. свид. 1645720 SU, МПК F 16 L 1/028. Способ балластировки подземного трубопровода/ В.Н. Лисин, В.М. Шарыгин, В.А. Козаченко, М.Б. Ледянкин. №4412167/29; Заявл. 19.04.88; Опубл. 30.04.91. - Бюл. № 16.

200. Балластирующая и противоуносная эффективность геотекстильных материалов / В.Н. Лисин, В.М. Шарыгин, С.М. Щербаков, М.Б. Ледянкин // Строительство трубопроводов. 1991. - №3. - С. 30-33.

201. Шарыгин В.М. Уточнение расчетной схемы взаимодействия балластирующей конструкции с трубопроводом / Научно-техн. прогресс в нефтегазовом строительстве: экспресс-информация //КИИЦ «Нефте-газстройинформреклама». М., 1991. Вып. 10.-С. 15-18.

202. Экономический способ ремонта искривленных участков газопровода / Лисин В.Н., Шарыгин В.М. Свириденко В.И. Катранов М.Б.// Газовая промышленность. М., 1988.- №2. - С. 20-21.

203. Димов Л.А., Рудометкин В.В. Анализ моделей грунта для расчета подземных трубопроводов на болотах // Обзор. информ. КИИЦ «Нефтегазстройинформреклама». 1991. - 41 с.

204. Шарыгин В.М. Проблема обеспечения устойчивости газопроводов в обводненных грунтах на вечной мерзлоте // Сб. тезисов докладов Междунар. конф,-семинара «Проблемы освоения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции» 2-702.98.-Ухта, 1998 с. 120-121.

205. Бородавкин П.П. Подземные трубопроводы. -М.: Недра, 1973. 304 с.

206. Эксплуатационная прочность труб с дефектами / В.М. Шарыгин, Ю.А. Теплинский, А.Я, Яковлев, А.Н. Колотовский// Газовая промышленнсть, 2000. №2 -с. 35-37

207. Sharygin A.M., Sharygin V.M. A practical method of calculation of displacement and stress in gas pipeline and dents// Journal of Manufacture and Reliability. -2001. №1.-C. 91-102.

208. A.Я. 01.02.2002. Ухта: филиал ООО «ВНИИГАЗ»-«Севернипигаз», 2002. - 25 с.

209. Результаты исследования участков магистральных газопроводов с вмятинами и гофрами / Харионовский В.В., Черний В.П., Шарыгин A.M., Шарыгин

210. B.М., Максютин И.В. // Надежность и ресурс газопроводных конструкций : Сб. науч. тр./ ООО «ВНИИГАЗ». М., 2003. - С. 94-109.

211. Шарыгин В.М., Теплинский Ю.А., Бирилло И.Н. Гидравличесие испытания труб, вырезанных из действующих магистральных газопроводов. Методология. Результаты. Анализ / Филиал ООО «ВНИИГАЗ» «Севернипигаз», Ухта, - 2003. - 175 с.

212. СНиП 2.05.06.-85. Магистральные трубопроводы. Введ. 01.01.88. -ЦИТП Госстроя СССР, 1988. - 50 с.

213. Дефектование и очередность ремонта открытых участков трубопроводов / В.М. Шарыгин, В.Н. Лисин, Г.Н. Поляков, Отт К. Ф.// Газовая промышленность. -1991.-№1.-С. 19-20

214. Шарыгин A.M., Шарыгин В.М., Колотовский А.Н., Принципы ремонта искривленных магистральных газопроводов, проложенных в обводненных грунтах//2-я Регион, нууч.-практ. конф. Актуальные проблемы геологии нефти и газа». Ухта, 1999. - С. 388-392.

215. Бабин JI.A., Быков Л.И., Волохов В.Я. Типовые расчеты по сооружению трубопроводов . -М. Недра. 1979. - 176 с.

216. Шарыгин В.М. Аналитическое обоснование и практические методы восстановления устойчивости участков газопроводов в условиях болот / Наука и техника в газовой промышленности 2005. - №2, с. 48-58.

217. Бородавкин П.П., Синюков A.M. Прочность магистральных трубопроводов. М., Недра. - 248 с.

218. Шарыгин В.М. Анализ состояния арки газопровода при всплытии./ Применение строительных материалов и ресурсосберегающих технологий в нефтегазовой отрасли Севера: Сб. тр. // ВНИИСТ. М., 1990. - Вып. 2. - с. 11-17.

219. Контроль напряженного состояния всплывших участков газопровода Ухта-Торжок /Н.Д. Ахтимиров, В.М. Шарыгин и др // Строительство трубопроводов. 1994. - №8. - с. 15-18.

220. Шарыгин В.М., Ларионов Б.Н., Осенний Н.И. Термоупругие напряжения в стенке трубопроводов, проложенных в обводненном грунте/ Линейное трубопр.строительство: Экспресс-информация//Информнефтегазстрой. Вып. 9. -М., 1985. -с. 26-28

221. Пат. 2180718 RU, МПК F 16F 1/028. Способ ремонта трубопровода/ Шарыгин В.М. Теплинский Ю.А., Колотовский А.Н. Салюков В.В. №99126164/06; Заявл. 08.12.1999. Опубл. 20.03.2002. Бюл. №8.

222. Харионовский В.В., Курганова И.Н. Несущая способность участков газопроводов в непроектном положении // Газовая промышленность. 1987. - №6. -С. 32-34.

223. Шарыгин В.М. Яковлев А.Я., Воронин В.Н. Аналитическое и экономическое обоснование метода подсадки по безвырезной технологии ремонта МГ/ Газовая промышленность, 1995. №2. - С. 31-32.

224. Теплинский Ю.А., Шарыгин В.М., Яковлев А.Я. Ремонт газопроводов методом подсадки на переходах через малые водные преграды / Ремонт, восстановление, модернизация. 2005. - №6, с. 35-38.

225. Шарыгин В.М. Методы снижения вредных воздействий на окружающую среду в процессе ремонта и реконсрукции действующих газопроводов / Защита окружающей среды внефтегазовом комплексе. 2005 - №9, с. 22-30.

226. Формирование концепции ремонта линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром» / Б.В. Будзуляк, В.Н. Дедешко и др // НТС «Ремонт трубопроводов».- 2000 М., ИРЦ Газпром. - №1-2. - с.4-17.

227. Пат. 2227857 RU, МПК F16 Ll/028. Способ прокладки трубопроводов на болоте / В.М. Шарыгин, А.Я. Яковлев и др . №2002121574/06; Заявл. 05.08.2002; Опубл. 27.04.2004. - Бюл. №12.

228. Пат. 2171939 RU, МПК F16 L1/028. Способ строительства трубопроводов / Шарыгин В.М., Яковлев А.Я., Теплинский Ю.А. №99113717/06; Заявл. 25.06.1999; Опубл. 10.04.2001; Бюл. №22.

229. Прочность. Устойчивость. Колебания/ Спр. пособие в 3х томах. Том 1// Под общей редакцией И.А. Биргера, Я.Г. Пановко. -М., Машиностроение. 832 с.

230. Шарыгин В.М. Развитие методов обеспечения устойчивости магистральных газопроводов в сложных условиях// Транспорт и подземное хранение газа: Обзорная информ/ ООО ИРЦ Газпром. 2006. - 92 с.

231. Пат. 2153119 RU, МПК F 16 L1/028. Способ балластировки подземного трубопровода / В.М. Шарыгин, Ю.А. Теплинский, Ю.В. Платовский, А.Я. Яковлев, С.С. Березин. № 98107944/06; Заявл. 20.04.1998; Опубл. 20.07.2000. - Бюл. №20.

232. Пат. №2047035 RU, МПК F 16 L 1/06. Утяжелитель трубопровода и способ его балластировки / В.Н. Лисин, В.М. Шарыгин, Н.Н. Цибенко, Г.Н. Поляков, А.Я. Яковлев, М.Б. Катранов. №5060682/29; Заявл. 29.06.92; Опубл. 27.10.95. - Бюл. №30.

233. ТУ 2296-00158631-97. Полимерно-контейнерное устройство. Утв. Член правления РАО «Газпром» Б.В. Будзуляк 17.12.01. -Введ. 01.01.02-1 с.

234. Пат. 2054595 RU, МПК F 16L1/06. Утяжелитель трубопровода и способ его установки / Лисин В.Н., Шарыгин В.М., Отт К.Ф. №93048188/06. Заявл. 12.10.1993; Опубл. 20.02.1996; Бюл. №5.

235. Надежные методы балластировки всплывших участков газопроводов // В.М. Шарыгин, В.А. Вагин, А.Я., Яковлев, А.В. Тертышный / Потенциал. 2003. -№3. - с. 59-61.

236. Развитие методов обеспечения устойчивости всплывших участков магистральных газопроводов / В.М. Шарыгин, А.Я. Яковлев, Ю.В. Илатовский,

237. Теплинский Ю.А.// Наука и техника в газовой промышленности. 2001. № 2-3. - С. 57-60.

238. Теплинский Ю.А., Шарыгин В.М., Яковлев А.Я. Обеспечение устойчивости газопроводов с помощью нетканых синтетических материалов/ Ремонт, восстановление, модернизация. 2005. - №7. - с. 34-36.

Информация о работе

Шарыгин, Валерий Михайлович
доктора технических наук
Ухта, 2006
ВАК 25.00.19

Диссертация

Разработка методов повышения устойчивости северных газопроводов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы