Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование эксплуатационной надежности промысловых стеклопластиковых трубопроводов в условиях Западной Сибири

ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Исследование эксплуатационной надежности промысловых стеклопластиковых трубопроводов в условиях Западной Сибири"

На правах рукописи

ИГНАТКО ВЛАДИМИР МИХАЙЛОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ ПРОМЫСЛОВЫХ СТЕКЛОПЛАСТИКОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ В УСЛОВИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень 2003

Работа выполнена в Тюменском государственном нефтегазовом университете

Научный руководитель доктор технических наук, профессор,

Заслуженный деятель науки и техники РФ Кушнир Семен Яковлевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор,

Заслуженный деятель науки РФ Гумеров Асхад Галимьянович

Ведущая организация: ОАО «Нижневартовск НИПИнефть»

Защита диссертации состоится 31 октября 2003г. в. 1400 час. на заседании диссертационного совета Д 212.273.02 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, г.Тюмень, ул.Володарского, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ Автореферат разослан «29» сентября 2003г.

Ученый секретарь диссертационного совета

кандидат технических наук Жевагин Алексей Иванович

Челомбитко С.И.

доктор технических наук

2оо

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Известные и широко рекламируемые преимущества трубопроводов из стеклопластиков не могут служить основой безоглядного их применения в нефтяной отрасли, о чем свидетельствует многолетний опыт эксплуатации ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». Эксплуатация стеклопластиковых труб в объединении характеризуется широкими диапазонами изменения температуры и рабочего давления транспортируемого продукта. Так, температура транспортируемой жидкости (нефть + вода) на Мегионском месторождении достигает максимального значения 76°С, а на участке трубопровода Кетовского месторождения падает до 2°С. Диапазон изменения рабочего давления также значителен - от 0,38МПа (ДНС-1-Мегионское месторождение) до ЗМПа (ДНС-2-Мыхлайское месторождение).

Проблемы применения труб из стеклопластиков на нефтепромыслах начинаются уже на стадии формирования технического задания на проектирование и должны учитывать технические и климатические условия эксплуатации, физико-механические свойства грунтов по трассе трубопровода, рабочие параметры и объем перекачиваемого продукта.

Исключительная сложность условий эксплуатации нефтепромысловых трубопроводов в условиях Западной Сибири и низкая сдвиговая прочность стеклопластиковых труб часто приводят к случаям разрушения последних.

Высокие сдвиговые напряжения в стенке стеклопластиковой трубы возникают при изменении начального пространственного положения трубопровода (перемещение вдоль осевой линии, изгибы вертикальной и горизонтальной плоскостях и т.д.) и связаны с изменением характера силового взаимодействия запущенных в эксплуатацию трубопроводов с вмещающими их грунтами.

В связи с этим целью настоящей работы является: исследовать влияние и температуры транспортируемого продукта на

эксплуатационную надежность и долговечность стеклопластиковых труб и установить область их эффективного применения с учетом грунтовых и климатических условий Западной Сибири.

Основные задачи исследования:

- выполнить анализ условий эксплуатации стеклопластиковых трубопроводов по давлениям, температурам, фунтовым и климатическим условиям;

разработать промышленную установку и провести экспериментальные исследования силовых и прочностных показателей стеклопластиковых труб в условиях реальной их эксплуатации;

- выявить условия потери устойчивости 1-го и П-го рода эксплуатируемых стеклопластиковых трубопроводов;

- рассчитать напряженно-деформированное состояние стенки стеклопластикового трубопровода при возможных потерях устойчивости;

- выявить условия, приводящие к воздействию сил морозного пучения грунтов на стеклопластиковые трубопроводы и рассчитать их напряженно-деформированное состояние.

Научная новизна выполненных исследований

1. Впервые на основе спланированного производственного эксперимента определены силовые и прочностные характеристики стеклопластиковых труб. При этом в качестве рабочих параметров испытаний были выбраны давление и температура действующих промысловых нефтепроводов.

2. Выявлены условия потери устойчивости 1-го и П-го рода для эксплуатируемых нефтепроводов из стеклопластиковых труб с учетом специфических грунтовых условий Западной Сибири.

3. Изучен тепловой режим стеклопластиковых трубопроводов с

учетом сезонного промерзания грунтов и определено напряженно-деформированное состояние стенки трубопровода при воздействии сил морозного пучения.

Практическая ценность работы заключается в том, что автором разработана промышленная установка для определения силовых и прочностных показателей стеклопластиковых труб в зависимости от рабочего давления и температуры.

На основе проведенных испытаний автором рассмотрено тепловое и силовое взаимодействие стеклопластиковых трубопроводов с грунтами, физико-механические свойства которых характерны для Западной Сибири. Это позволило рассчитать такой фактор надежной эксплуатации трубопровода, как напряженно-деформированное состояние его стенки.

Таким образом, появляется возможность уже на стадиях проектирования и строительства предусмотреть мероприятия по обеспечению эксплуатационной надежности, а на стадии эксплуатации -осуществлять непрерывный мониторинг на потенциально опасных по грунтовым условиям участках трассы нефтепровода.

На защиту выносятся:

1. Результаты экспериментальных исследований силовых и прочностных характеристик стеклопластиковых труб, а также времена выхода давления и температур на стационарные значения.

2. Оценка устойчивости стеклопластиковых труб 1-го и 2-го рода.

3. Условия формирования мерзлого грунта под трубопроводом и расчетная схема его силового взаимодействия с промерзающим грунтом.

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы были доложены на: научно-практической конференции по проблемам транспорта в Западно-Сибирском регионе, г.Тюмень, ТГНГУ, 2001г.; на научно-практической конференции по перспективам развития нефтегазовых объектов Западной Сибири, г.Тюмень, ТГНГУ, 2002г.; на

международном научно-практическом семинаре «Геотехнические и эксплуатационные проблемы в нефтегазодобывающей отрасли» (г.Тюмень, 2002г.); на юбилейной научно-практической конференции по перспективам развития нефтегазовых объектов Западной Сибири, г.Тюмень, ТГНГУ, 2003г.

Публикации. По результатам выполненных исследований опубликовано 6 статей.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, 4-х глав, общих выводов и списка литературы. Диссертация изложена на 125 стр., содержит 46 _рисунков и 23 таблиц. Список литературы включает 93 наименования.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В введении обоснованы актуальность диссертационной работы, сформулированы цель и задачи исследований, научная новизна и практическая ценность результатов исследований.

1. В первой главе освещено состояние проблемы применения стеклопласгиковых труб в нефтегазовой отрасли и отмечены их технические свойства и достоинства. Проведен анализ конструкции стеклопласгиковых труб и их соединений. В результате анализа было установлено, что несмотря на широкое применение стеклопласгиковых труб в нефтегазовой отрасли, сведения по их прочностным показателям имеют значительный разброс, а отсутствие данных по долговечности стеклопластиков с учетом специфики их работы вынуждает назначать неоправданно высокие коэффициенты запаса при расчетах на прочность.

До настоящего времени не выявлены условия, при которых возможно изменение пространственного положения эксплуатируемых

стеклопластиковых труб, а также отсутствуют рекомендации по их эффективной эксплуатации с учетом специфических условий Западной Сибири.

Во второй главе приводятся сведения о действующих нефтепроводах ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», построенных из стеклопластиковых труб в 1993-2000гг. Из общей протяженности 116,6км на долю труб с диаметром 150мм приходится 62%, что послужило предметом изучения условий их эксплуатации. Дополнительной причиной, обусловившей выбор труб указанного диаметра, явилось широкое разнообразие сочетаний по давлению и температуре транспортируемого продукта в трубах (по давлению р от 0,38МПа до 1,8МПа; по температуре t от +2°С до 78°С).

Выбранные в качестве объекта изучения трубы изготовлены фирмой «Ameron International Corporation» (USA), имеют длину 9м, среднюю толщину стенки 3,9мм и рассчитаны на максимальные давление 2,5МПа и температуру эксплуатации 93°С (по данным фирмы изготовителя).

Наряду с несомненными достоинствами изготовления, монтажа и эксплуатации труб из стеклопластика, тем не менее следует отметить то обстоятельство, что имеющиеся в технической литературе сведения как по силовым, так и по прочностным характеристикам стеклопластиков имеют, как уже отмечалось, большой разброс, что затрудняет выяснение условий их эксплуатации.

С целью изучения силовых и прочностных характеристик стеклопластиковых труб в объединении была спроектирована и создана промышленная экспериментальная установка для испытаний образцов указанных труб длиной до 160см в диапазонах изменения давления 0,3 -2МПа и температуры от +1°С до + 90°С.

При испытаниях образец трубы зажимался в головках оригинальной конструкции, давление рабочей жидкости (вода) в трубе поддерживалось

системой с гидроцилиндром, а необходимый тепловой режим обеспечивался контролируемым электрообогревом и термоизоляцией.

На первом этапе исследований была отработана методика измерений и определены (по соответствующим ГОСТ-ам) следующие силовые характеристики: модуль упругости Е^ материала труб при кольцевом растяжении, модули упругости Е£ и Е2 при осевом растяжении и сжатии.

На втором этапе изучались прочностные показатели стеклопластика - пределы прочности при кольцевом растяжении, при осевом растяжении и сжатии. При испытаниях было обнаружено, что при кольцевом растяжении и осевом сжатии в процессе нагружения первоначально наблюдалось появление трещин в образце, после чего происходило его разрушение. В связи с этим были выбраны следующие прочностные показатели стеклопластиковых труб:

- предел прочности при кольцевом растяжении (по появлению трещин);

-предел прочности Я^р при осевом растяжении (при разрушении образца);

- предел прочности И^трПри осевом сжатии (по появлению трещин).

Определение прочностных показателей проводилось на двух

образцах труб. В первом температура воды на всем протяжении эксперимента равнялась во втором - +2°С (давление в обоих

случаях поддерживалось на уровне 1,8МПа).

Эксперимент проводился следующим образом. После заполнения водой первого образца при г = +80°С и вывода давления до нужного значения в 1,8МПа проводилось испытание в течение определенного времени (экспозиция по времени эксперимента составляла 4 дня). Затем образец трубы разгружался, от него отрезался кусок длиной 20см, из

которого вырезались фрагменты для исследования. Оставшийся образец трубы снова выводился на режим испытаний и т.д. После законченной серии испытаний брался второй образец при I = +2°С, исследуемый по описанной методике. Результаты испытаний приведены в таблице 1.

Таблица 1

Зависимости параметров И.^, и II^р от времени эксперимента т

т, дни 0 4 8 12 16 20 24 28

Л^.МПа (Т=353К) 115,0 98,0 77,0 70,0 71,0 64,0 64,0 63,0

Я^.МПа (Т=275К) 115,0 92,0 88,0 76,0 75,0 75,0 74,0 74,0

Я^р.МПа (Т=353К) 70,0 55,0 43,0 39,0 39,0 37,0 36,0 35,0

Ыгр.МПа (Т=275К) 70,0 51,0 48,0 40,0 41,0 37,0 37,0 37,0

Чтр> ^ (Т=353К) 80,0 66,0 52,0 51,0 44,0 45,0 44,0 42,0

Чгр> МПа (Т=275К) 80,0 58,0 55,0 51,0 46,0 45,0 45,0 45,0

Примечание: давление во время испытаний равнялось р = 1,80МПа Данные, представленные в таблице 1, могут быть

аппроксимированы следующим уравнением регрессии:

Я = А + Вехр

хаР У

0)

где И. - искомая прочностная характеристика; т - текущее время (в днях); тхар - характерное время процесса нагружения; А и В - постоянные коэффициенты регрессии. Коэффициенты А, В и тхар в уравнении (1) находились методом наименьших квадратов. В частности, наименьшее значение тхар = 4,62дня

г

\

(при I = соответствовало И^тр»а наибольшее значение тхар — 7,13дня

(при1 = +2°С)-^р.

Поскольку с точностью в 5% время твых = Зтхар соответствует стационарному значению Я (параметр А), то время выхода твых прочностных показателей на стационарное значение колеблется от 14 до 21 суток.

На третьем этапе исследовались силовые и прочностные характеристики материала труб в указанных диапазонах изменения давления и температуры.

Большая длительность выхода прочностных характеристик II2р и Л^тр на стационарные значения (полное время экспозиции

составляло 20 дней) потребовала экономного проведения дальнейших испытаний, в связи с чем был спланирован и реализован дробный двухфакторный эксперимент на 4-ех уровнях (табл.2).

Таблица 2

Результаты испытаний по определению параметров и Я2тр

Р> = 0,4 Р2 = 0,8 Рз=1,6 Р4=1,8

^ = +2 _и 103 59 67 Л 78 37 49

^ = +10 и 117 66 76 78 40 49 72 39 48

= +50 106 56 68 92 53 65

и = +80 и 72 36 44 64 36 45

Примечания: 1. В большой клетке по вертикали указаны результаты определения и (в МПа) соответственно.

2. В маленькой квадратной клетке приведен порядковый номер эксперимента.

Для определения вида регрессионных уравнений для показателей прочности по данным таблицы 2 была использована гипотеза о термофлуктуационной деструкции материалов при наличии механических напряжений, что позволило искать уравнение регрессии в виде следующего разложения по давлению и температуре:

» = Ро -Р + Рг (2)

где Т — абсолютная температура;

ро - рз, п и т - параметры регрессии (0 < п < 2; 0 < т < 2).

Обработка результатов проводилась следующим образом. Для выбранной комбинации (п; ш) методом наименьших квадратов определялись параметры Ро - Рз уравнения (2) и остаточная дисперсия Оост-Затем пересчет повторялся для новой пары (п,ш), окончательный выбор пары соответствовал минимуму остаточной дисперсии. В результате расчетов были получены следующие уравнения регрессии:

^=31,5-13,1Р + ^-1^(МПа);

И*, = 20Д-7,42Р + М^._М^(МПа); (3)

=23>2-9)13Р + Ь^_М^(МПа). Т х

Таким же образом были определены силовые характеристики Е/, и (время выхода этих характеристик на стационарное значение укладывалось в соответствующее время для прочностных параметров):

■чЗ

Е|" =9,18-0,97Р + 3'14г1° (104МПа);

Ej = 5,27 - 0,46Р + 2'64t'° (104МПа); (4)

Е; =6,04-0,35Р+2'71т10 (Ю4МПа).

Относительная точность определения силовых и прочностных показателей составила 12-15%.

В третьей главе приводятся результаты исследования потери устойчивости 1-го и 2-го рода действующих стеклопластиковых трубопроводов. Как известно, напряженно-деформированное состояние стенки трубопровода определяется кольцевым напряжением:

(5)

и осевым напряжением

а2 = V| -cri -а2Щ£л, (6)

где Rq, и 5 - радиус срединной поверхности трубы и толщина ее стенки;

V! и а2 - коэффициенты Пуассона и линейного расширения стеклопластика, известные из сертификата фирмы-изготовителя;

M = t„ - tjaj, - разность между температурой энергоносителя и температурой замыкания трубопровода в плеть.

Анализ рабочих параметров р и t показал (таблица 3), что для ряда коротких трубопроводов (длиной до 1,2км) величина At достигает значения 60-70°С, что приводит (при малых давлениях р) к появлению

UJ

сжимающих продольных напряжений (о2<0), при этом отношение не превышает значения 0,19.

Таблица 3

Кольцевые и осевые напряжения в стенке действующих трубопроводов

№ участка Длина участка, км Среднее давление р = 0,5(р/+р//), МПа Средняя температура 1Ж=0,5(^+4)°С Средняя разность температур А1 = 1ж-Цам Кольцевое напряжение 01 МПа Осевое напряжение ог МПа

I 0,060 0,5(1,4+1,2) =1,3 0,5(44 + 42) = 43 37 24,3(83,1) +2,0(+44,5)

II 2,318 0,5(1,5+1,05) = 1,28 0,5(35+.Ю) = 22,5 16,5 24,0(87,2) +7,5(+46,5)

Ш 0,144 0,5(1,8+1,6) =1,7 0,5(68+60) = 64 58 31,8(70,2) -0,1(-45,2)

IV 0,295 0,5(1,9+ 1,7) =1,8 0,5(78 + 76) = 77 71 33,7(66,4) -2,7(-42,6)

V 1,104 0,5(0,8 + 0,7) = 0,75 0,5(70+ 71) = 70,5 64,5 4,0(90,9) -11,0(-61,7)

VI 0,967 0,5(0,9 + 0,8) = 0,85 0,5(74+ 70) = 72 66 15,9(89,5) -10,2(-59,9)

VII 1,100 0,5(1,0 + 0,8) = 0,9 0,5(72+ 68) = 70 64 16,8(88,2) -9,2(-59,0)

VIII 1,190 0,5(0,5 + 0,38) = 0,44 0,5(70+ 65) = 67,5 61,5 8,2(100,1) -12,8(-67,7)

Примечания: 1. Средняя температура замыкания (температура захлеста) принята рваной 6°С;

2. Значение Е2 взято из зависимости (4);

3. Величины V, и а2, равны 0,5 и 1810"6 1/К (по данным фирмы-изготовителя);

4. Срединный радиус Яср и толщина стенки 8 равны 73мм и 3,9мм соответственно;

5. В круглых скобках столбцов 6 и 7 приведены значения прочностных характеристик и Я^,.

В настоящее время долговременные рабочие нагрузки на стеклопластиковые трубы колеблются (по данным различных источников) от 0,3 до 0,5 от значений, определяемых зависимостями (3).

ы

Казалось бы, достаточно большой запас по отношению -—

обеспечивает необходимую надежность эксплуатации стеклопластиковых трубопроводов. Однако возможное изменение пространственного положения трубопровода может заметным образом изменить величину а? и тем самым уменьшить эксплуатационную надежность. В главе рассматриваются два варианта изменения конфигурации трубопровода:

1. потеря устойчивости формы при вводе трубопровода в эксплуатацию;

2. увеличение начального прогиба трубопровода.

Согласно классификации Я.Г.Пановко, первый вариант соответствует потере устойчивости первого рода (потеря устойчивости по Эйлеру), а второй вариант - потере устойчивости второго рода.

Для изучения обоих вариантов необходимо изучение силового взаимодействия подземного трубопровода с окружающим грунтом, что и сделано в главе.

На основе подхода, разработанного А.Б.Айнбиндером, механизм такого взаимодействия носит упругопластический характер и может быть представлен диаграммой Прандтля (рис.1).

Я*

Аналитически диаграмма Прандтля описывается следующими соотношениями:

|к->У = Со-0„->У при 05W<W0;

= (7)

41 } Ьо=Кпр-Он при W > W0, ^

где q(W) - погонный (на 1м) отпор грунта, в Н/м;

С0 - обобщенный коэффициент нормального сопротивления ^ грунта, в Н/м3;

\У0 - предельное перемещение трубопровода, в м; ^ Лпр - предельное сопротивление грунта, в Па.

Величина Со (и соответственно коэффициент упругости к) определяется геометрией трубопровода и физико-механическими характеристиками грунта, а предельный отпор я0 зависит от направления возможного перемещения (в частности, для горизонтального перемещения Цо зависит от пассивного давления грунта).

Расчеты показали, что при глубине траншеи в 1,0м для I рассматриваемых фунтов величина к меняется от к = 4,55-104Н/м2

I (плановое перемещение) до к = 5,82-104Н/м2 (перемещение вниз).

' Найденный диапазон изменения к позволил рассчитать

минимальную критическую силу для потери устойчивости первого рода: л ^ Мкр = 2л/к-Ё1, (8)

1 где Е1 - изгибная жесткость трубы, вычисляемая при модуле Юнга

V Е = Е2-

С учетом формулы (8) был найден соответствующий диапазон изменения минимального критического напряжения для рассматриваемых трубопроводов

<*2кр = : 65,2МПа < \а2щ>\ < 73,4МПа

(Р - площадь сечения стенки трубы). ' Из анализа данных таблицы 3 следует, что для исследуемых

трубопроводов |а2кр|>|а2|, т.е. потеря устойчивости первого рода

наблюдаться не может и возникает вопрос потери устойчивости 2-го рода.

На рис.2 показан участок трубопровода длины I, имеющий начальное искривление „(г) со стрелкой прогиба Wo.

W(z)

Wh(z)|wo

0 € Рис.3. Продольно-поперечный изгиб трубопровода с начальным искривлением 1№о(г)

Уравнение продольно-поперечного изгиба трубопровода дополнительного прогиба записывается в виде:

EI

d4W

+ N

d2W

+ kW = -N

d2W„

для

(9)

dz4 dz^ dzJ

при следующих граничных условиях:

W(0) = W(€) = W;(0) = = 0. (10)

(N - сжимающая сила, определяемая через ст2 по формуле (6). Следуя Бородавкину, примем выражение для начального искривления в виде

г[ rcz 1

WH(z) = W0sin-

(П)

также удовлетворяющего граничным условиям (10). Решение системы (9-11) получено как аналитически, так и с помощью стандартных компьютерных программ.

Основная трудность, возникающая при проведении расчетов, заключается в том, что статистические данные о начальном прогибе и его параметрах Wo и £ практически отсутствуют. Результаты расчетов, приведенных в главе, соответствуют следующим значениям указанных

параметров:

= 2см

I = 9м (длина одной трубы) = 1,3см

- технологические условия прокладки предельные значения по рекомендациям фирмы-

[е = 4,9м

изготовителя.

По известному виду начального прогиба W„(z) и найденному решению определялись осевые начальное о2н и конечное а2к

напряжения в стенке трубопровода:

*2н =±Е2

N

<1г

= - — ±о,„ ±Е,

•Я.

0<г<£; 0<г<£.

(12)

В формулах (12) вид деформации (растяжение или сжатие) определяет как знак при второй производной функций и Wlt(z), так и значение Е2 (соответственно Е£ и Е^). В качестве примера в таблице 4 приводятся результаты расчетов для = 2см и € = 9м при р = 0,44МПа и 1Ж = 67,5°С.

Таблица 4

Зависимости начального о2н (верхняя клетка) и конечного о2к (нижняя клетка) осевых напряжений (в МПа) при различных сочетаниях величин N и к (приведены минимальные значения)

Ы, кН 45,5 49,5 58,2

18,4 -5,6 -5,6 -5,6

-19,4 -19,3 -18,8

22,1 -5,6 -5,6 -5,6

-22,4 -22,1 -21,4

25,8 -5,6 -5,6 -5,6

-25,4 -24,9 -24,3

Из данных таблицы 4 следует, что при значении К21р=67,5МПа (р =

Ц '

2тр

0,44МПа и ^ = 67,5°С) отношение 2к может достигать значение 0,32

Я

0,38, что требует дополнительного наблюдения на соответствующих участках трассы.

В четвертой главе приведены результаты исследования воздействия морозного пучения грунтов на напряженно-деформированное состояние стеклопластиковых труб. Актуальность этого вопроса возникла в связи с вводом в эксплуатацию двух ниток трубопровода Кетовского месторождения длиной 27км каждый. Большая протяженность явилась причиной низкой температуры энергоносителя в конце трубопровода с возможностью воздействия на него нормальных сил морозного пучения.

В связи с этим была поставлена задача сезонного промерзания грунта вокруг действующего трубопровода. Постановка задачи была проведена в энтальпийном варианте, что позволило одним уравнением нестационарной теплопроводности описать температурные поля мерзлого и талого грунтов. Условие Стефана на границе грунтов входит в таком случае в само уравнение, а нулевая изотерма соответствует положению фронта промерзания. Задача решалась численным методом на основе разработанной компьютерной программы. Анализ полученных результатов показал, что появление мерзлого грунта под трубопроводом возможно для следующего диапазона температур энергоносителя:

0°С<1Ж<+3°С (13)

(нижнее значение температуры соответствует технологическим условиям транспортировки продукта).

Найденная динамика формирования мерзлого грунта под трубопроводом позволила определить его толщину Ьм в момент времени т от начала промерзания. В том случае, если грунт обладает пучинистыми свойствами, в нем могут возникнуть нормальные силы морозного пучения с максимальным напряжением 0™"*, величина которого в работе определена по гипотезе А.Б.Айнбиндера через пассивное давление грунта.

Расчетная схема силового взаимодействия трубопровода с промерзающим грунтом приведена на рис.4, а его взаимодействие с каждым из фунтов иллюстрируется рис.5 и рис.6.

у-учуу ЛУ ГЧ' У/ У-' у: у< V4- учу ' V' V" ^

' у' V ' V' у' V чу' V'

..........•>• • '

Рис.4.Расчетная силовая схема взаимодействия трубопровода с промерзающими грунтами

3-4 - условная граница раздела грунтов; 7-8 - изогнутая ось трубопровода

Чг (г;т) - погонная нагрузка нормальных сил морозного пучения грунта 2;

- фунты 1 и 2 в талом состоянии.

1 -2 - поверхность земли; 5-6 нижний фронт промерзания;

(г;т) - погонная нагрузка сил отпора грунта 1;

1 1"у П

- грунты 1 и 2 в мерзлом состоянии;

"ч 4 У У'У'У у

Для непучинистого талого грунта 1 в главе получено следующее выражение для погонной нагрузки отпора q|(z) такого грунта над трубопроводом:

Ч, (г) = = (14)

где Ет - модуль деформации талого грунта над трубопроводом;

р - коэффициент стеснения поперечной деформации талого грунта;

Ьт в - толщина талого грунта над верхней образующей труб;

- вертикальное перемещение сечения трубопровода с координатой г.

Для погонной нагрузки Я2(г), действующей на трубопровод со стороны пучинистого грунта 2, получено следующее выражение:

где Ьт „ - толщина талого грунта под нижней образующей трубопровода;

1" и Ьо = ГЬМ - относительное и абсолютное пучение;

- вертикальное перемещение сечения трубопровода с координатой ъ.

Значения Ьтв, Ьтн и Ьм являются функциями времени т и находятся через решения для температурных полей грунтов. Найденные значения Я|(г) и ц2(г) позволили получить систему уравнений для изогнутой оси трубопровода:

EI

EI

—ri = -q,(2) = -C1W1> dz

d4W2

——i. = q2(z) = q20 dz

I-** . h0

при следующих краевых условиях на ± °о

limW,=0;

Z-*~a>

lim w2 = h0

z=0:

и условиях сопряжения на условной границе раздела грунтов при

W, = W2; W/ = W2; W," = W^; W/" = Wf. (17) Решение системы (16), (17) может быть записано в следующем виде: IW, (z) = e+*lZ (A! cos к,z+В, sin k,z), z < 0;

W2(z) = e 2 (A2cosk2z + B2 sin k2z) + h0, z>0

(18)

где

к. =íP-;

1 V4EI

- / Ч20

14Е1 •Ь0'

а постоянные Аь Вь А2 и В2 определяются условиями сопряжения (17). Поскольку К| и Кг являются функциями времени, то решение (18) является квазистационарным, что вполне справедливо с учетом большого времени перестройки температурного поля при промерзании грунта.

В главе приведены расчеты и графики для изгибающего момента и дополнительного осевого напряжения о2пуч., возникающего под воздействием морозного пучения:

d2W1

°2пуч

=±E2R„

dz

или а2пуч =±Е2

d2W,

dz¿

(19)

В таблице 5 приведены значения полного продольного напряжения а2Т, =ст2 +о2пуч (20)

для случая максимального значения Ьы в наиболее опасных сечениях с координатами г] и гг-

Таблица 5

Экстремальные значения полного продольного напряжения 02пуч

{ см Верхняя образующая о2, МПа Нижняя образующая ст2, МПа га, м Верхняя образующая а2, МПа Нижняя образующая о2, МПа

0,035 -6,3 -23,7 +35,7 1,03 +14,3 -2,3

0,05 -5,9 -27,1 +39,1 1,12 +17,6 -5,6

0,09 -5,3 -44,1 +56,1 1,29 +22,5 -10,5

^ Для режима трубопровода по параметрам р = 0,8МПа и I = 2°С,

соответствующих данным таблицы 5, величины и К-2тр равны,

соответственно, 62,2МПа и 75,7МПа, что позволяет сделать вывод о том, что относительно безопасная эксплуатация стеклопластиковых трубопроводов будет соответствовать слабопучинистым грунтам (£ < 0,035).

Основные выводы по работе

1. Проведен анализ действующих стеклопластиковых трубопроводов по давлению, температуре и грунтовым условиям.

2. Сконструирована и собрана промышленная установка для испытаний стеклопластиковых труб, позволившая определить силовые и прочностные характеристики труб в выбранных, соответствующих

^ реальным условиям эксплуатации, диапазонах изменения давления и

температуры, а также определены характерные времена выхода указанных параметров на стационарные значения.

3. Проведен анализ действующих стеклопластиковых трубопроводов на потерю устойчивости 1-го и 2-го рода и для последнего случая рассчитаны максимальные сжимающие осевые напряжения в стенке трубы и их относительный уровень по сравнению с .

\

4. На основе рассчитанной динамики промерзания грунта вокруг

трубопровода в холодный период времени выявлены условия формирования мерзлого грунта под трубопроводом и предложена расчетная схема силового взаимодействия трубопровода с промерзающим грунтом.

5. Определено напряженно-деформированное состояние стенки трубопровода под воздействием сил морозного пучения и найдены координаты опасных сечений с соответствующими экстремальными значениями осевых напряжений, что позволило рассчитать их относительный уровень и тем самым дать оценку эксплуатационной надежности трубопровода.

Основные положения диссертации отражены в следующих работах:

1. Игнатко В.И., Казакова Н.В. Особенности работы промысловых нефтепроводов из стеклопластиков в условиях Среднего Приобья.// Сборник научных трудов: «Проблемы транспорта в Западно-Сибирском регионе России» - Тюмень: ТюмГНГУ, 2001г.-С.112-114.

2. Игнатко В.И., Кушнир С.Я., Казакова Н.В. Эксплуатационные проблемы промысловых нефтепроводов из стеклопластиковых труб.// Сборник научных трудов: «Проблемы транспорта в Западно-Сибирском регионе России» - Тюмень: ТюмГНГУ, 2001г.-С.114-117.

3. Игнатко В.М., Кушнир С.Я., Казакова Н.В. Установка для испытания труб из стеклопластика. // Сборник научных трудов: «Вопросы состояния и перспективы развития нефтегазовых объектов Западной Сибири» - Тюмень: ТюмГНГУ, 2002г.-С.44-47.

4. Горковенко А.И., Гостев В.В., Игнатко В.И. Исследование влияния технологических параметров на структуру стеклопластиковых труб.// Материалы международного семинара: «Геотехнические и эксплуатационные проблемы нефтегазовой отрасли», под общей редакцией профессора, д.т.н. С.Я.Кушнира - Тюмень: ТюмГНГУ, 2002г. - С.219-222.

5. Кушнир С.Я., Горковенко А.И., Гербер А.Д., Игнатко В.М. Воздействие нормальных сил морозного пучения на стеклопластиковые трубопроводы (по опыту эксплуатации в ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»). // Сборник научных трудов: «Вопросы состояния и перспективы развития нефтегазовых объектов Западной Сибири» -Тюмень: ТюмГНГУ, 2003г.-С.48-51.

6. Кушнир С.Я., Горковенко А.И., Гербер А.Д., Игнатко В.М. Прочностные характеристики стеклопластиковых труб и потеря устойчивости трубопроводов.// Известия Вузов, «Нефть и газ».-Тюмень: ТГНГУ, 2003г.-№3 .-С.58-63.

*

К

Подписано к печати ZM- 09*03 Бум. писч. №1

Заказ № 696 Уч. - изд. л.

Формат 60x84 '/16 Усл. печ. л.

Отпечатано на RISO GR 3750 Тираж 100 экз.

Издательство «Нефтегазовый университет»

Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52

Р15 3 О 2

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Игнатко, Владимир Михайлович

Введение.

Глава 1. Состояние проблемы применения стеклопластиковых труб в нефтегазовой отрасли. Цель и задачи исследования.

1.1. Стеклопластиковые трубы на предприятиях нефтегазового комплекса.

1.2. Конструкция стеклопластиковых труб.

1.3. Классификация соединений стеклопластиковых труб.

Выводы по главе 1.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование эксплуатационной надежности промысловых стеклопластиковых трубопроводов в условиях Западной Сибири"

Цель и задачи исследования.34

Глава 2. Изучение прочностных характеристик стеклопластиковых труб в зависимости от определяющих факторов (давления и температуры).36

2.1. Описание объекта исследований.36

2.2. Опытная установка для изучения прочностных свойств стеклопластиковых труб.43

2.3. Определение силовых характеристик стеклопластиковых труб для стандартных услоьий.45

2.4. Определение времени выхода прочностных характеристик стеклопластика на конечные значения.53

2.5. Определение зависимостей прочностных характеристик стеклопластиковых труб и их модулей упругости от давления и температуры.56

Выводы по главе 2.62

Глава 3. Исследование потери устойчивости стеклопластиковых трубопроводов.64

3.1. Анализ факторов, влияющих на устойчивость формы трубопроводов.64

3.2.Анализ условий, приводящих к потере устойчивости трубопровода.65

3.3.Определение отпора грунта при пространственном перемещении трубопровода.69

3.4. Продольно-поперечный изгиб действующего трубопровода.76

Выводы по главе 3.89

Глава 4. Влияние морозного пучения грунтов на напряженно-деформированное состояние стеклопластиковых трубопроводов.90

4.1. Описание процесса морозного пучения грунтов.90

4.2. Расчет температурного поля промерзающего грунта на большом расстоянии от трубопровода.92

4.3. Расчет температурного поля промерзающего грунта вокруг трубопровода.97

4.4. Силовое взаимодействие промерзающего пучинистого грунта с трубопроводом.103

4.5. Расчет напряженно-деформированного состояния стенки трубопровода из стеклопластика.109

Выводы по главе 4.116

Общие выводы по работе.117

Литература.118 ft

Введение

Известные и широко рекламируемые преимущества трубопроводов из стеклопластиков не могут служить основой безоглядного их применения в нефтяной отрасли, о чем свидетельствует многолетний опыт их эксплуатации ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». Между тем, объемы применения стеклопластиковых труб неуклонно растут. Так, в 1999 году их протяженность (водоводы и нефтесборы) составила 74,5 км, что почти вдвое превышает аналогичный показатель 1998 года (38,7 км). В основном используются трубы диаметром 100-250 мм, характерной особенностью эксплуатации которых является значительный разброс температуры и рабочего давления транспортируемого продукта. Так, температура транспортируемой жидкости нефть + вода) на Мегионском месторождении у группы скважин кустов Кб,6 составляет 76°С, а на участке трубопровода К.З ДНС-ДНС Кетовского месторождения - всего 10°С. Диапазон изменения рабочего давления также значителен, от 30 кг/см (ДНС-1-Мегионское месторождение) до 10 кг/см (ДНС-2-Мыхлайское месторождение).

Проблемы применения труб из стеклопластиков на нефтепромыслах начинаются уже на стадии формирования технического задания на проектирование. Так как не определена четко область применения стеклопластиковых труб (с учетом грунтовых и климатических особенностей Западносибирского нефтегазового региона и недостаточного опыта их эксплуатации), разработка и формулировка технического задания на проектирование значительно затруднены. Требования к техническому заданию на изготовление стеклопластиковых труб и изделий к ним очень высокие, поскольку задание содержит, помимо общих требований, технические условия эксплуатации: характеристики окружающей среды, газонефтяной смеси, нефти в пластовых условиях и на поверхности, газа и подтоварной воды, а также объемы транспортируемых потоков (нефть, газ, вода).

Исключительная сложность условий эксплуатации нефтепромысловых трубопроводов и низкая сдвиговая прочность стеклопластиковых труб приводят к случаям их разрушения (при этом разливы нефтепродуктов занимают значительные площади). Для магистральных нефтепроводов разработаны и применяются (хотя и устаревшие) методики подсчета потерь нефти и нанесенного ущерба. Для промысловых нефтепроводов таких методик подсчета вообще нет. Поэтому значительная часть разлившихся из-за порывов нефтепродуктов остается неучтенной.

При эксплуатации нефтепроводов из стеклопластиковых труб проблематично применение внутритрубной диагностики. В настоящее время не разработаны соответствующие методики, отсутствует оборудование и приборы для диагностирования в условиях нефтедобывающего предприятия. Поэтому неупорядочена и система производства ремонтных работ.

Инструкция, регламентирующая эксплуатацию и техническое обслуживание стеклопластиковых труб, предусматривает следующие виды контроля за их техническим состоянием: наружный осмотр, геодезический замер пространственного положения трубы на участках слабонесущих грунтов, а также периодические испытания и очистку трубопровода от парафина смол. При этом очистка трубопровода выполняется лишь в исключительных случаях: ошибочный выбор диаметра трубы, неточные исходные данные по химическому составу транспортируемого продукта или его температуре. Однако не все факторы, обуславливающие выделение парафина и смол в трубопроводе, при этом учтены и главное - не решена проблема очистки внутренней полости трубопровода в условиях нефтедобывающего предприятия северного региона.

Действующие в настоящее время инструкции исключают любые, даже кратковременные, остановки подачи транспортируемого продукта. К сожалению, такие остановки неизбежны, что (в условиях сурового климата Западной Сибири) приводит к проблеме запуска трубопровода в случаях замерзания продукта.

Инструкцией строго регламентированы все этапы проектирования подземных промысловых нефтепроводов из стеклопластиковых труб. С выделением случаев, когда при прокладке трубопроводов следует принимать специальные конструктивные решения. Для условий Среднего Приобья отмечены девять случаев таких выделений, связанных с неравномерной осадкой слабых грунтов, с высоким уровнем грунтовых вод, значительными колебаниями температуры и т.д.

Исключительно жесткие требования действующей инструкции к подготовке траншеи, к креплению стенок, к грунтам обратной засыпки и их уплотнению резко повышает значимость «грунтового фактора», т.е. оценку грунтов вдоль трассы трубопровода из стеклопластика. Между тем, регламентированная ГОСТ 25100-95 классификация грунтов принципиально отличается методами определения и критериями оценки грунтов по их физико-механическим свойствам, а также их прочностные и деформационные показатели.

Так например, плотность грунта по нормативам ASTM D1586 «Stan-dart Method for Penetration Test and Split Barrel Sampling of Soils» оценивается no результатам динамичного зондирования, область применения которого ограничена, и который в механике грунтов не считают достаточно достоверным.

В соответствии с инструкцией угол поворота стеклопластиковых труб не должен превышать 2°. Такое жесткое требование к пространственному положению трубопровода обусловлено низкой сдвиговой прочностью тела самой трубы. Отсюда следует, что даже незначительные воздействия сил морозного пучения грунтов в зоне глубокого сезонного промерзания или просадка грунта вызывают дополнительные нагрузки в стенке трубы. Для Западносибирского нефтегазового региона, где грунты различной степени пучинистости, слабые грунты (торф, заторфованные грунты болота, суглинки с константой Jj > 0,7) занимают более 80% территории, проблема весьма актуальна.

Сложно оценить и ремонтопригодность трубопровода из стеклопла-ф стиковых труб. С одной стороны, незначительная глубина прокладки трубопроводов, малый вес и ненужность сварочных и изоляционных работ значительно сокращают и облегчают работы по ремонту трубопроводов. С другой - технология ремонта труб и основных типов соединений (особенно при отрицательной температуре) является весьма трудоемкой. Поэтому методы ремонта требуют дальнейшего совершенствования. Кроме того, наличие разъемных соединений является фактором, увеличивающим вероятность отказов и аварий.

Настоящая диссертационная работа посвящена исследованию влияния различных факторов на эксплуатационную надежность стеклопластиковых труб, их долговечность и установлению области эффективного их применения с учетом грунтовых условий Западной Сибири.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Игнатко, Владимир Михайлович

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ

1. Проведен анализ действующих стеклопластиковых трубопроводов по давлению, температуре и грунтовым условиям.

2. Сконструирована и собрана промышленная установка для испытаний стеклопластиковых труб, позволившая определить силовые и прочностные характеристики труб в выбранных, соответствующих реальным условиям эксплуатации, диапазонах изменения давления и температуры, а также определены характерные времена выхода указанных параметров на стационарные значения.

3. Проведен анализ действующих стеклопластиковых трубопроводов на потерю устойчивости 1-го и 2-го рода и для последнего случая рассчитаны максимальные сжимающие осевые напряжения в стенке трубы и их относительный уровень по сравнению с R2.

4. На основе рассчитанной динамики промерзания грунта вокруг трубопровода в холодный период времени выявлены условия формирования мерзлого грунта под трубопроводом и предложена расчетная схема силового взаимодействия трубопровода с промерзающим грунтом.

5. Определено напряженно-деформированное состояние стенки трубопровода под воздействием сил морозного пучения и найдены координаты опасных сечений с соответствующими экстремальными значениями осевых напряжений, что позволило рассчитать их относительный уровень и тем самым дать оценку эксплуатационной надежности трубопровода.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Игнатко, Владимир Михайлович, Тюмень

1. Айнбиндер А.Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость. М.: Недра, 1991г. — 287 с.

2. Александров А.В., Потапов В.Д., Державин Б.П. Сопротивление материалов.-М.:Высшая школа, 1995.-560с.

3. Балашев О.А., Кошелев А.А., Кривошеин Б.Л. Влияние различных факторов на теплообмен подземных трубопроводов с окружающей средой // Нефть и газ.-№6, 1970.-С.81-87.

4. Беляев Н.М., Рядно А.А. Методы нестационарной теплопроводности.-М.'.Высшая школа, 1978.-328 с.

5. Беляев Н.М., Рядно А.А. Методы теории теплопроводностей (1-я часть).-М.: Высшая школа, 1982.-С.41-327.

6. Беляев Н.М., Рядно А.А. Методы теории теплопроводностей (2-я часть).-М.: Высшая школа, 1982.-С.42-304.

7. Бородавкин П.П. Подземные магистральные трубопроводы.-М. :НедраД982.-3 84с.

8. Бородавкин П.П. Механика грунтов в трубопроводном строительстве. -М. :Недра, 1976.-270с.

9. Бородавкин П.П., Синюков A.M. Прочность магистральных трубопроводов.- М.:Недра, 1984.-245с.

10. Вентцель Е.С., Овчаров Л.А. Теория вероятностей и ее инженерные приложения.-М: Высшая школа, 2000.-480с.

11. П.Виноградов С.В. Расчет подземных трубопроводов на внешние нагрузки.-М. :Стройиздат, 1980.-152с.

12. Влияние теплофизических характеристик грунтов на режимы эксплуатации магистральных трубопроводов.-М. :ВНИИгазпром, 1974.-69С.

13. Вялов С.С., Егоров Н.И. Экспериментальное определение сил пучения грунтов.-Труды инст-та мерзлотоведения.-М.: АН СССР, т. 14, 1958,с.111-116.

14. Ганелес Л.Б. Исследование закономерности промерзания грунтов для прогноза деформаций пучения оснований; Автореферат дисс. на соиск.уч.степ. канд.техн.наук.-Л.: ЛИИЖТ, 1978.-25 с.

15. Горбатиков В.А., Даниэлян Ю.С. и др. Инструкция по определению температурного режима вечномерзлых и сезонномерзлых грунтов и прогнозирование последствий изменения тепловых условий на поверхности.-Тюмень: Гипротюменнефтегаз, 1991.-47с.

16. Горковенко А.И. Влияние сил морозного пучения на высотное положение трубопровода // Нефть и газ.-1999.-№3 .-С.23.

17. Горковенко А.И. Исследование влияния сил морозного пучения грунтов на напряженно-деформированное состояние трубопровода. — Ди.канд.техн.наук. Тюмень, 1999.-115с.

18. Горковенко А.И., Чикишев В.М. Взаимодействие трубопроводов с грунтами в условиях глубокого сезонного промерзания // Строительный вестник. -1998.-№3(4).

19. ГОСТ 11262-80. Пластмассы. Метод испытания на растяжение. М.: Издательство стандартов, 1986г.

20. ГОСТ 25100-95. Грунты. Классификация. М.:Издательство стандартов,1996г.

21. ГОСТ 4651-82. Пластмассы. Метод испытания на сжатие. М.: Издательство стандартов, 1982г.

22. ГОСТ 9550-71. Пластмассы. Методы определения модуля упругости. -М.: Издательство стандартов, 1972г.

23. Далматов Б.И. Воздействие морозного пучения грунтов нафундаменты сооружений. Л.: Гостройиздат, 1957.-58с.

24. Далматов Б.И., Ласточкин B.C. Устройство газопроводов в пучинистых грунтах. Л., Недра, 1978.

25. Димов Л.А. Сопротивление грунта вертикальному вверх перемещению подземных трубопроводов и других мелкозаглубленных сооружений. // Вопр. надеж, газопровод, конструкций / ВНИИприрод. Газов и газ.технол. (ВНИИГАЗ).- М.,1993.-с.87-96.

26. Димов Л.А., Соломатина Т.М. Совершенствование расчета подземных трубопроводов с позиции механики грунтов. // Стр-во трубопроводов.-1992.-№4.-с. 13-14.

27. Дубина М.М., Красовицкий Б.А. Теплообмен и механика взаимодействия трубопроводов и скважин с грунтами. — Новосибирск.: Наука, 1983. —133с.

28. Дубнов Ю.Д. Исследование касательных сил морозного пучения грунтов; Автореф.дисс.на соиск.уч.степ.канд.техн.наук.-М., 1966.-24с.

29. Ершов ЭД. Общая геокриология: Учеб.для ВУЗов.-М.: Недра, 1990.559с.

30. Иванов И.А., Антонова Е.О., Бахмат Г.В., Степанов О.А. Теплообмен при трубопроводном транспорте нефти и газа.-М.: Недра, 199г.-228с.

31. Иванов И.А., Кушнир С.Я., Горковенко А.И. Силовое взаимодействие трубопровода с промерзающим грунтом // Международная конференция «Геотехника. Мониторинг и оценка состояния сооружений». Санкт-Петербург.: Изд. «Вердана», 2001г.-С. 100-105.

32. Игнатко В.И., Кушнир С.Я., Казакова Н.В. Эксплуатационные проблемы промысловых нефтепроводов из стеклопластиковых труб.// Сборник научных трудов: «Проблемы транспорта в Западно-Сибирском регионе России»- Тюмень: ТюмГНГУ, 2001 г.-114-117с.

33. Игнатко В.М., Кушнир С.Я., Казакова Н.В. Установка для испытания труб из стеклопластика. // Сборник научных трудов: «Вопросы состояния и перспективы развития нефтегазовых объектов Западной Сибири» Тюмень: ТюмГНГУ, 2002г.

34. Исаченко В.П., Осипова В.А., Сукомел А.С. Теплопередача.-М., 1981.

35. Использование стеклопластиковых труб в нефтяной промышленности /Экспресс-информ. Сер. Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ, 1994.Вып.11-12.-С.22-30.

36. Карнаухов Н.Н., Моисеев Б.В., Степанов О.А, Малюшин Н.А., Лещев Н.Н. Инженерные комменикации в нефтегазодобывающих районах Западной Сибири. Красноярск: Стройиздат, 1993 .-160с.

37. Карслоу Г., Егер Д. Теплопроводность твердых тел.-М.: Наука, 1964.

38. Киселев М.Ф. О пучинистости грунтов при промерзании.-Труды НИИОСП, вып.26,М. Госстройиздат, 1955.

39. Клементьев А.Ф. Устойчивость магистральных трубопроводов в сложных условиях.-М.:Недра, 1985.-113с.

40. Коновалов А. А. Прочностные свойства мерзлых грунтов при переменной температуре .-Новосибирск: Наука.Сиб.отд., 1991.-93 с.

41. Корн Г., Корн Т. Спарвочник по математике для научных работников и инженеров.-М.: Наука, 1977.-631 с.

42. Кривошеий Б.Л. Теплофизические расчеты газопроводов.-М.:Недра, 1982.

43. Кубателадзе С.С. Основы теории теплообмена.-М.: Атомиздат, 1979.-415с.

44. Кушнир С.Я., Горковенко А.И., Гербер А.Д., Игнатко В.М. Прочностные характеристики стеклопластиковых труб и потеря устойчивости трубопроводов.// Нефть и газ.-№3,2003г.

45. Кушнир С.Я., Горковенко А.И., Гербер А.Д., Игнатко В.М. Воздействие нормальных сил морозного пучения на стеклопластиковые трубопроводы (по опыту эксплуатации в ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»).

46. Сборник научных трудов: «Вопросы состояния и перспективы развития нефтегазовых объектов Западной Сибири» Тюмень: ТюмГНГУ, 2003г.

47. Кушнир СЛ., Горковенко А.И., Иванов И.А. О взаимодействии трубопровода с пучинистым грунтом // Материалы региональной научно-технической конференции «Природные и техногенные системы в нефтегазовой отрасли».-Тюмень: ТГНГУ, 1998г.-С.63-66.

48. Лейбензон JI.C. Нефтепромысловая механика. М.: Академиздат, 1955.-678с.

49. Леонтьев Н.Н., Соболев Д.Н., Амосов А.А. Основы строительной механики стержневых систем.-М: Изд. АСВ, 1996.-541с.

50. Лыков А.В. Теория теплопроводности. М.: Высшая школа, 1967.600с.

51. Лыков А.В. Тепломассообмен.-М.: Энергия, 1971.

52. Михеев М.А., Михеева И.М. Основы теплопередачи.-М.: Энергия, 1973.-319с.

53. Мочалин А.И. Применение 8 функции Дирака к решению дифференциальных уравнений в частных производных параболического типа / Сб. «тепломассообмен в процессах испарения» .- М.: Изд.АН СССР, 1958.

54. Николаев Н.В. К определению пригрузки, необходимой для упругого изгиба трубопровода в вертикальной плоскости. // Стр-во трубопроводов.-1992.-№ 10.-С.З 0-32.

55. Орлов В.О. Криогенное пучение тонкодисперсных грунтов.-М.: Изд-во АН СССР, 1962.-187с.

56. Орлов В.О., Дубнов Ю.Д., Меренков Н.Д. Пучение промерзающих грунтов и его влияние на фундаменты сооружений.-Л. :Стройиздат, 1977.-184 с.

57. Орлов В.О., Елгин Б.Б., Железняк И.И. Морозное пучение грунтов в расчетах оснований сооружений.-Новосибирск.:Наука, 1987.-136 с.

58. Основы геокриологии .Часть 4: Динамическая геокриология / Под.ред.Ершова Э.Д.-М.:Изд.МГУ, 1999 .-688 с.

59. Основы геокриологии .Часть 5: Инженерная геокриология / Под.ред. Ершова Э.Д.-М.:Изд.МГУ, 2001.-526 с.

60. Павлов А.В. Теплообмен промерзающих и протаивающих грунтов с атмосферой.- М.: Наука, 1965.

61. Писаренко Г.С., Яковлев А.П., Матвеев В.В. Справочник по сопротивлению материалов. Киев.: Наукова думка, 1988. - 736 с.

62. Порхаев Г.В. Тепловое взаимодействие зданий и сооружений с вечномерзлыми грунтами.-М.: Наука, 1970.

63. Поршаков Б.П., Бикечентай Р.Н., Романов Б.А. Термодинамика и теплопередача. М.: Недра, 1987. - 349 с.

64. Проблемы инженерного мерзлотоведения в гидротехническом строительстве .-М.:Наука, 1986.-205с.

65. Ржаницын А.Р. Строительная механика.-М.: Высшая школа, 1982.400с.

66. Рубинштейн Л.И. Проблема Стефана.- Рига, 1967.

67. Саргсян А.Е., Демченко А.Т., Дворяншков Н.В., Джингвелашвили Г.А. Строительная механика.-М.:Высшая школа, 2000.

68. СНиП 11-18-76 Нормы проектирования.-М.: Стройиздат, 1977, -47 с.

69. СНиП 2.02.04-88. Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах /Госстрой СССР.- М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1990.-56с.

70. СНиП 23-01-99. Строительная кпиматология.-М.:Стройиздат, 1999,64с.

71. СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы.-М., 1985.-56с.

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

73. Тартаковский Е.Е. Строительная механика трубопроводов.-М.: Недра, 1967.-220С.

74. Терцаги К. теория механики грунтов.-М.: Госстройиздат, 1961.-507с.

75. Тихонов АН., Самарский АА Уравнения математической физики.-М.: Наука, 1977.-736C.

76. ТУ 39-0147016-56-95. Трубы гибкие условным диаметром 50; 60; 75; 100; 150 мм на давление до 4 МПа. Технич. условия, 1995. 4 с.

77. Тютюнов ИЛ. Миграция воды в грунтах.-В кн. Исследования по физике и механике мерзлых грунтов.-М: Изд-во АН СССР, вып.4,1961.

78. Фиберглассовые трубы и фитинги для нефтяных месторождений /Экспресс-информ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.- М.: ВНИИОЭНГ, 1994. Вып. 11-12. С. 24 -28.

79. Харионовский В.В. Повышение прочности газопроводов в сложных условиях.-JI.: Недра, Ленинградское отделение, 1990.-180с.

80. Харионовский В.В., Петровский А.В. Анализ расчетных моделей трубопроводов. //Пробл. надеж, газопровод, конструкций /ВНИИ природ, газов (ВНИИГАЗ).-М.,1991.-с.79-89.

81. Харр М.Е. Основы теоретической механики грунтов .-М.: Стройиздат, 1971.-319с.

82. Ходанович И.Е., Кривошеий Б.Л., Бикчентай Р.П. Тепловые режимы магистральных газонефтепроводов.-М.:Недра, 1970.- 216с.

83. Цытович Н.А. Механика грунтов.-М. :Гос.изд.литературы по строительству,архитектуре и стр.матер.,1963.-636 с.

84. Якубовская С.В. Влияние конструктивных параметров системы длинномерных гибких труб на ее напряженно-деформированное состояние / Красовская Н.И., Козодоев Л.В. // Строительный вестник Тюм.обл.Тюмень: ТюмГАСА, 2001г., №4.-С.32-33.

85. Якубовская С.В. Определение напряженно-деформированного состояния колонны гибких труб из композитных материалов / С.В.Якубовская,

86. Н.И.Красовская, В.ПКовальков // Мат.Всерос.науч.-технич.конф. «Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса».-Тюмень: ТюмГНГУ, 2000г.-113с.

87. Якубовская С.В. Перспективы примебнения гибких труб из армированных полимеров для внутрискважинных работ. — Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. 122с.

88. Dubois, J., "Methods and apparatus for producing continuous length of coilable tubing", U.S. Patent No. 4,863,091.

89. Newman. K., "Determining the working life of a coiled tubing tring". Offi/ wre, December 1991.

90. Newman. K.R., and P.A. Brown, "Development of a standard coiled-tubing fatigue teat", SPE paper 26539,68th Annual SPE Technical Conference and Exhibition, Houa-ton, Oct.3-6, 1993.

91. Smith, L. "Methods of determining the operational life of individual atring of coiled tubing", SPE Workover and Well Intervention Seminar, Aberdeen. Scotland, November 1989.