Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Обеспечение проектного положения магистральных подземных нефтепроводов в зоне вечной мерзлоты

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

Автореферат диссертации по теме "Обеспечение проектного положения магистральных подземных нефтепроводов в зоне вечной мерзлоты"

На правах рукописи

ВОЛОДЧЕНКОВА ОКСАНА ЮРЬЕВНА

ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПРОЕКТНОГО ПОЛОЖЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ПОДЗЕМНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ В ЗОНЕ ВЕЧНОЙ МЕРЗЛОТЫ

Специальность 25.00.19 - «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ» (технические науки)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва-2007

003052261

Работа выполнена в Российском государственном университете нефта и газа им. И.М. Губкина

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Шутов Вадим Евгеньевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Марон Вениамин Исаакович кандидат технических наук Шаповалов Евгений Владимирович

Ведущая организация: «НГС - Оргпроектэкономика» г. Москва

Защита состоится « » j) 2007 г. в часов в

ауд. SOZ на заседании диссертационного совета Д 212.200.06 при Российском государственном университете нефта и газа им. И.М. Губкина, по адресу: Ленинский проспект, 65, В-296, ГСП-1, г. Москва, 119991.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан «. /5" » 74 2007 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы диссертации. В процессе многолетнего освоения нефтяных месторождений Западной Сибири и Крайнего Севера накапливался опыт проектирования, строительства и эксплуатации магистральных нефтепроводов в нашей стране. Тем не менее, до сих пор существуют серьёзные проблемы при сооружении и эксплуатации этих ответственных инженерных сооружений на территориях залегания вечномерзлых грунтов, которые не обладают стабильными физико-механическими свойствами во времени.

В действующем в настоящее время РД 05.00-45.21.30-КТН-014-1-05 «Магистральные нефтепроводы. Тепловая изоляция. Общие требования» представлена методика снижения уровня теплового взаимодействия между транспортируемой нефтью и окружающей средой, построенная на основе сравнения допустимых величин температур, при которых возможна транспортировка нефти, с температурой окружающей среды в зоне прокладки нефтепровода, определения допустимого уровня теплового взаимодействия между транспортируемой нефтью и окружающей средой и оптимизации температур при перекачке нефти для повышения экономической эффективности транспортировки нефти.

Данное руководство отражает основные подходы к оптимизации параметров тепловой изоляции нефтепроводов с учетом влияния изменения температуры нефти и условий окружающей среды, однако не рассматривает специфику эксплуатации объектов трубопроводного транспорта нефти в зоне вечно мерзлых грунтов и не предлагает научно-обоснованных методов обеспечения стабильного проектного положения нефтепроводов при эксплуатации в вечномерзлых грунтах, что является весьма актуальной задачей для нефтегазового комплекса России.

Цель диссертационной работы заключается в обосновании конструктивных решений при прокладке нефтепроводов в районах вечной мерз-

лоты и в разработке рекомендаций по обеспечению стабильного проектного положения подземных магистральных нефтепроводов.

Основные задачи исследования:

- анализ вариантов современных конструктивных решений теплоизоляционного покрытия подземных магистральных нефтепроводов, предназначенных для эксплуатации в вечномерзлых грунтах, по теплофизиче-ским, технологическим, эксплуатационным и экономическим критериям;

- разработка метода определения параметров конструкции теплоизоляционного покрытия для подземных магистральных нефтепроводов, обеспечивающих стабильное проектное положение в вечномерзлых грунтах;

- разработка рекомендаций по совершенствованию технологического процесса сооружения теплоизолированных труб с учетом особенностей транспортирования, погрузочных и разгрузочных работ, хранения и монтажа теплоизолированных труб.

Научная новизна. Разработана методика расчета параметров конструкции теплоизоляционного покрытия для подземных магистральных нефтепроводов, уложенных в вечномерзлые грунты, на основе разбиения нестационарного процесса теплообмена между трубопроводом и грунтом на ряд квазистационарных состояний.

Получены алгоритмы и программы в среде МаЛсаё для расчета требуемой толщины теплоизоляционного покрытия для подземных магистральных нефтепроводов, уложенных в вечномерзлые грунты.

Разработаны рекомендации по технологии сооружения теплоизолированных подземных магистральных нефтепроводов с учетом требований по допустимым нагрузкам на теплоизолированные трубы, детали, теплоизоляционные изделия в процессе транспортирования, погрузочно-разгрузочных работ исходя из условий прочности и устойчивости элементов конструкции.

Практическая значимость научных исследований

Результаты диссертационной работы предложены для использования при проектировании и строительстве нефтепроводов на участках трассы с неустойчивыми грунтами, в зонах вечной мерзлоты.

Апробация работы и публикации

Основные положения диссертационной работы доложены на:

- научной конференции «Нефть и газ - 2002» в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Москва, 2002;

- IV международной научно-технической конференции. «Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта». Республика Беларусь, Новополоцк, 2003;

- 6-ой научно-технической конференции, посвященной 75-летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». Москва, 26-27 января, 2005;

- семинаре заседания кафедры «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и хранилищ», РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. Москва, 2006;

- V международной научно-технической конференции "Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта". Республика Беларусь, Новополоцк, 2006;

- конференции «Актуальные проблемы отрасли нефти и газа» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина 29-30 января. Москва, 2007.

Публикации по теме диссертации

Основные результаты диссертации изложены в 12 печатных работах, в том числе 2-х учебных пособиях и одной статье в ведущем рецензируемом научном журнале.

Структура диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и списка литературы. Содержит 139 страницы машинописного

текста, включая 17 рисунков, 5 таблиц и списка использованной литературы из 145 наименований.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обосновывается актуальность научных исследований по теме диссертации, посвященной обеспечению проектного положения магистральных подземных нефтепроводов в вечномерзлых грунтах.

В первой главе рассматриваются особенности проектирования, строительства и эксплуатации магистральных нефтепроводов в зонах вечной мерзлоты. Приводится анализ отечественного и зарубежного опыта строительства и эксплуатации трубопроводов в вечномерзлых грунтах, состояния нормативной базы и современных требований к строительству трубопроводов в северных районах страны, обзор литературных источников по теме диссертационной работы.

Дано обобщение подходов к решению проблемы взаимодействия теплого трубопровода с окружающей средой представленных в работах отечественных ученых: Л.М. Альтшуллера, Р.Н. Бикчентая, А.П. Боженова, П.П. Бородавкина, B.C. Водолаги, С.С. Вялова, И.А. Иоффе, Б.Л. Кривошеина, В.И. Марона, Т.П. Полетыкиной, В.А. Порхаева, П.И. Тугунова, В.В. Харионовского, H.A. Цытовича, В.Е. Шутова и зарубежных: D.R. Anderson, К. Awoshika, К.С. Cheng, King Graeme, Palmer Andrew, R.K. Rowley, J.F. Sykes, N. Watson, T.M. Wilson, M.K. Тапака.

Анализируются также научные разработки, посвященные решению проблемы надежной эксплуатации нефтепроводов в зонах вечной мерзлоты, включая теоретические и экспериментальные исследования, выполненные на полигонах Прадхо-Бей по прокладке подземного трубопровода диаметром 1219 мм, заглубленного в траншею и частично устроенного в обваловании; Инувик по прокладке надземного трубопровода на сваях диметром 1200 мм, участка в обваловании диаметров 600 мм протяженностью около 300 м, а также подземного участка трубопровода диаметром 600 мм и длиной 27 м; Сен-Солт - две нитки подземного трубопровода диа-

диаметром 1219 мм длиной 150 м каждая; Норманн-Уэлс - четыре секции трубопровода диаметром 1219 мм, общей длиной 36 м и две секции диаметром 1066 мм, длиной 24 м, уложенные в траншею в обваловании; Квилл-Крикс - подземный участок трубопровода диаметром 1219 мм с по-лиуретановой изоляцией, длиной 125 м, участок в обваловке протяженностью около 200 м и надземный в бетонном кожухе участок длиной около 50 м; ПО «Норильскгазпром», где были предусмотрены четыре типа прокладки: надземная на свайных опорах (1,68 км), наземная на лежках (0,79 км), подземная (1,60 км), в обваловании (0,79 км). Опыт, накопленный при эксплуатации нефтепроводов в зонах вечной мерзлоты на этих полигонах является весьма полезным и для нефтегазового комплекса России.

Однако, целый ряд задач, связанных с обеспечением стабильного проектного положения стальной оболочки магистральных трубопроводов, транспортирующих нефть с положительной температурой в условиях вечной мерзлоты, остаются в настоящее время весьма актуальными и возникает необходимость в проведении дополнительных исследований. В связи с этим в заключении данной главы формулируются цели и задачи научных исследований.

Вторая глава диссертационной работы посвящена анализу вариантов конструкции теплоизоляционного покрытия для подземного магистрального нефтепровода по теплофизическим, технологическим, эксплуатационным и экономическим критериям.

Представлена классификация современных теплоизоляционных материалов для подземных магистральных трубопроводов (рис. 1); дан анализ физико-механических свойств современных теплоизоляционных материалов; определены показатели эффективности конструктивных решений применения в трубопроводном строительстве различных теплоизолированных труб.

Классифика ционные признаки

о.

Характеристики

&

В о

се И

и v,

Я £ п. н и

О

о С

к

со

I

И и И

С я

Я

3 с

I

о и О

Б Я

В к

« «

2 ю о

Высокая 1=0,1-0,175

температура эксплуатации

плотность

прочность

<60°С

особо низкая 15—7

Мягкие -деформация >30%

60-90 С

Низкая 75-175

90-110 С

средняя 175-350

Полужесткие -деформация 6-30%

>110"С

высока >350

Жесткие -деформация >6%

водопогла-щение

<0,2%

0,2-0,5%

-0,5%

Долговечность

<10 лет

10-30 лет

> 30 лет

Рис. 1 Классификация теплоизоляционных материалов.

В настоящее время для теплоизоляции как у нас в стране так и за рубежом используются материалы, для которых основным показателем является относительно низкое значение коэффициента теплопроводности.

Однако приемлемые значения коэффициентов теплопроводности в теплоизоляционном материале не всегда гарантируют широкое применение его при теплоизоляции объектов различного назначения. Большое значение имеют и другие характеристики теплоизоляционного материала, а также технологичность его использования при теплоизоляции различных объектов как в условиях промышленного производства, так и в полевых условиях.

Конструкция теплоизоляционного покрытия, как правило, включает в себя два основных элемента (слоя): теплоизоляционный и защитный (покровный).

Промышленное производство теплоизолированных труб реализуется посредством изготовления комплектов и конструктивных элементов на базах стройиндустрии с последующей транспортировкой определенного комплекта к месту строительства магистрального трубопровода и последующего монтажа комплекта изделий в проектное положение. Установление соответствия конструктивных решений условиям прокладки теплоизолированных труб определяют подход к агрегированию и транспортированию комплектов изделий.

Под конструктивно-технологическим комплектом (КТК) теплоизолированных труб понимается совокупность конструкций и их конструктивных элементов со строго определенными пределами геометрического подобия, функционального, технологического назначения.

Изделия одного конструктивно-технологического комплекта определяют предпосылки для использования типовых технологических процессов при выполнении транспортных работ и монтажа конструкций.

Анализ номенклатуры сборных элементов конструкций, принятая схема монтажа и разбивка длины трубопровода на захватки позволяют формировать монтажный комплект конструкций:

т

где т - количество захваток; К3, - комплект на захватку. Монтажный комплект на захватку при дифференцированном методе представляет собой совокупность КТК однотипных конструкций Гу, Т2,...,

где г - количество КТК конструкций для монтажа захватки.

Объединение монтируемых элементов в КТК и формирование монтажного комплекта является определяющим фактором для технологической группировки изделий на стадиях изготовления и транспортировки (рис. 2).

Сравнение вариантов возможных конструктивных решений теплоизоляции трубопроводов показали, что с технологической точки зрения наиболее перспективны трубы с заводской теплоизоляцией в оболочке. При этом в качестве перспективного теплоизолирующего материала среди существующих целесообразно рассматривать сферопластик взамен пенополиуретана и пенополистирола, которые являются основными рекомендуемыми теплоизолирующими материалами для нефтепроводов в настоящее время.

Третья глава посвящена разработке метода расчета толщины теплоизоляционного покрытия, при котором сохраняется мерзлое состояние грунта при эксплуатации и обеспечивается стабильное проектное положение оболочки трубопровода в траншее.

(1)

г

(2)

Теплоизолированные трубопроводы

Монтажный процесс

Организация технологического процесса

Объединение изделий в КТГ и формирование монтажного комплекса

Номенклатура теплоизолирующих конструкций

Схема монтажа

Количество монтируемых элементов, масса монтируемых элементов, геометрические размеры

заводская

трассовая

Количество

Схема одновремен-

члене- но монтируе-

ния мых труб

на

монтажные

Кол-во

участки одновременно монтируемых стыки

Методы

1 * монтажа

Монтажный Элементы

комплект заводское нанесение

конструкции

на трубу Элементы трассовое нанесение

Монтажный Элементы

комплект трассовое

конструкци нанесение

и на на

стыки ■

Рис. 2. Схемы агрегирования изделий в КТК при монтаже.

Задача теплообмена решается в одномерной постановке, исходя из того, что ее решение позволит определить толщину теплоизоляционного покрытия нефтепровода с некоторым запасом.

Реальный процесс оттаивания мерзлого грунта вокруг «теплого» нефтепровода протекает медленно и имеет пространственную геометрию в отличие от описания теплообмена в одномерной постановке. При этом можно не учитывать теплоту фазового перехода и определять границу протаи-вания только по температуре.

При решении задачи по распределению температуры многолетнемерз-лого грунта принимаются следующие допущения: мерзлый грунт имеет однородную структуру; физико-механические свойства мерзлого грунта по всей толще постоянны; температура грунта на дневной поверхности меняется по месяцам по закону близкому к синусоиде.

На рис. 3 представлены результаты расчета изменения температуры I (°С) грунта в зависимости от времени т по месяцам года на глубине у=1,31 м оси трубопровода 0 = 1020x10 м в третьем инженерно-строительном районе России.

Полученные графические зависимости показывают, что минимальная температура грунта ?инн = - 6,75 °С в районе достигается весной - в марте месяце, а максимальная величина - в сентябре, 1итс « +7,75 °С.

В марте месяце вся толща грунта Я находится в мерзлом состоянии. При этом температура грунта меняется от - 13,5 °С на дневной поверхности до - 2 °С на подошве зоны нулевых годовых амплитуд.

Величина тепловых потерь д (Вт/м), когда вечномерзлый грунт имеет минимальный температурный градиент (в нашем примере это март месяц), определяется уравнением:

Ям\п(у)+Ят\п(м)

м

т

(3)

ноябрь

октябрь

сентябрь

июль

апрель

Рис, 3. Годовое изменение температуры вечномерзлого грунта в третьем инженерно-строительном районе России.

2 (Я-А) 2(Я - И)

где v — = —

Г Rt

'rom

Хм и km, - коэффициенты теплопроводности грунта в мерзлом и талом состоянии соответственно, Вт — температура нефти, °С; ímtn, - мини-

м°К

мальная температура грунта в течение года (в нашем примере tmin ~ - 6,5 °С в марте месяце), °С; t„ - температура грунта на подошве зоны нулевых годовых амплитуд, °С; Ни h- соответственно мощность вечной мерзлоты и расстояние от оси трубопровода до дневной поверхности,.«; г - наружный радиус оболочки трубопровода, м; R( - радиус ореола протаивания грунта при его минимальной температуре, м.

Функция радиуса ореола протаивания грунта вокруг неизолированного нефтепровода в зависимости от времени г определяется из выражения:

= (4)

где Я0- 1,2 г; т = 7-10 - расчетный коэффициент; гтп - скрытая теплота

плавления льда, ; IV - объемная влажность мерзлого грунта (в долях

кг

единицы), рм - плотность скелета грунта -Щ-.

м

Тепловые потери изолированного трубопровода составят:

2 пЛ Л 0 - г ■ + )

а — м т У из тщ 1 п /

ЛмЩу) + ЛяЩМ) ' (5)

где - температура на наружной поверхности теплоизоляционного покрытия.

Толщина изоляционного покрытия, обеспечивающая полную защиту вечномерзлого грунта от оттаивания и стабильное проектное положение нефтепровода в траншее, определяется из следующего соотношения:

з: о ^«еф ^кз )

5Ш = 2 лг—(-(6)

(Зтак ~дю) ^

где Лт - коэффициент теплопроводности теплоизоляционного материала.

Четвертая глава содержит рекомендации по технологическому процессу сооружения теплоизолированных труб с учетом особенностей транспортирования, погрузочно-разгрузочных работ, хранения и монтажа теплоизолированных труб, деталей и теплоизоляционных изделий.

На строительную площадку трассы магистрального нефтепровода трубы доставляются с заводским теплоизоляционным покрытием расчетной толщины. Чтобы при сварке монтажных стыков труб не произошло расплавление теплоизоляционного полимерного материала, наружная поверхность труб на расстоянии 180-210 мм от торцов не изолируется, поэтому в начале этой главы представлена технология замыкания монтажных

стыков теплоизоляционных труб на основе использования термоусажи-вающихся манжет (рис.4).

Величина реактивного давления со стороны манжеты на защитную оболочку и теплоизоляционный материал при термоусадке определяется из соотношения:

где: К - наружный радиус стальной оболочки трубопровода; <5ЦЗ - толщина теплоизоляционного покрытия; 6о - величина монтажного зазора между внутренней поверхностью манжеты и наружной поверхностью защитной оболочки; Ем - модуль упругости материала манжеты; б„ - толщина цилиндрической оболочки манжеты.

1 2 3 4 5 6 7

Рис. 4. Монтажная схема сварного стыка теплоизоляционных труб

1- стальная труба; 2 - теплоизоляционная оболочка; 3 - прочная защитная оболочка из полимерного материала (стеклопластик); 4 - термоусаживающаяся манжета; 5 - вставка из теплоизоляционного материала; б - сварной стык; 7 - праймер.

Численное значение реактивного давления от усадки манжеты даже может превосходить величину внутреннего избыточного давления перека-чиааемого продукта по трубопроводу. Поэтому возникает необходимость в проверке устойчивости первоначальной формы равновесия наружной за-

щитной полимерной оболочки, армированной стекловолокном, при действии реактивного давления со стороны манжеты ду.

Выпучивание наружной защитной оболочки не произойдет, если соблюдается условие: Чу — Чу кр- Величина критического равномерного поперечного давления определяется по формуле:

где V, и у2 - коэффициенты Пуассона материала защитной оболочки, соответственно, по утку и по основе; Е] и Е2 - модули упругости материала защитной оболочки, соответственно, по утку и по основе; X - длина нахле-ста термоусаживающейся манжеты на защитной оболочке; Я и А; - соответственно, радиус срединной поверхности и толщина стенки защитной оболочки.

Величины продольных ах, кольцевых ав и радиальных аг напряжений, действующих в толстостенной теплоизоляционной оболочке, определяются из следующих зависимостей:

где г/ г2 - соответственно внутренний и наружный радиусы цилиндрической оболочки теплоизоляционного покрытия; V - коэффициент Пуассона материала.

(9)

Из выражений (9) видно, что под действием реактивного давления со стороны манжеты ^ оболочка теплоизоляционного покрытия находится в сжатом состоянии по всей своей толщине ¿из.

Согласно энергетической теории прочности эквивалентное напряжение в произвольной точке оболочки теплоизоляционного покрытия равно

Из этой формулы видно, что ет, принимает наибольшее значение при г = Г2. Следовательно, пластическое состояние пенополиуретана наступит, прежде всего, на наружной поверхности оболочки покрытия, причем это произойдет согласно условию пластичности а, = 07, когда давление при термоусадке манжеты достигнет значения:

где От—предел текучести пенополиуретана при сжатии. При дальнейшем увеличении давления ^граница между областями упругих и упруго-пластических деформаций будет продвигаться к внутренней поверхности оболочки теплоизоляционного покрытия.

Наконец, при некотором значении Цу = ЯуТ вся оболочка перейдет в пластическое состояние. Пластическое течение пенополиуретановой оболочки сопровождается ее обжатием на величину ат изменением объёма теплоизоляционного покрытия и повышением плотности материала wr■

1

(П)

, °тг№+г?)

г Е^Зг* +(1 -2У)2Г24 '

Плотность пенополиуретана после необратимой пластической деформации теплоизоляционного покрытия вычисляется по формуле:

где р0 - первоначальная плотность пенополиуретана.

Укладка трубопровода в траншею теплоизолированного трубопровода является одной из наиболее ответственных технологических операций. В целях предохранения теплоизоляционного покрытия от разрушения все технологические операции с изолированными трубами выполняются методами, исключающими прямой контакт (как длительный, так и кратковременный) с твердыми предметами: металлическими частями кранов, трубоукладчиков, монтажных приспособлений. При укладке теплоизолированных труб в траншею число трубоукладчиков и технологические расстояния между ними определяются путем соблюдения условий прочности и устойчивости конструкции теплоизоляционного покрытия.

1. Анализ вариантов конструктивных решений теплоизоляционного покрытия подземных магистральных нефтепроводов, предназначенных для эксплуатации в зонах вечной мерзлоты, показал, что с технологической точки зрения наиболее перспективны трубы с заводской теплоизоляцией в прочной защитной оболочке. При этом существующие конструкции теплоизоляционных покрытий пока не в полной мере удовлетворяют совокупности теплофизических, технологических, эксплуатационных и экономических критериев.

2. Разработан метод определения материала и толщины теплоизоляционного покрытия для подземных магистральных нефтепроводов на основе моделирования квазистационарных состояний продвижения границы

Р = Р о

(13)

Общие выводы

температурного поля в талой и мерзлой зонах грунта для защиты мерзлого грунта от протаивания и возможного разрушения оболочки.

3. Предложены и обоснованы аналитические уравнения для расчета упруго-пластического напряженно-деформированного состояния теплоизоляционного покрытия в процессе термоусадки монтажной манжеты.

4. Предложены практические рекомендации по технологическому процессу сооружения магистральных нефтепроводов из теплоизолированных труб в зонах вечной мерзлоты.

Основное содержание диссертационной работы опубликовано в следующих печатных работах:

1. Володченкова О.Ю., Шутов В.Е. Формирование ореолов оттаивания многолетнемерзлых грунтов вокруг подземных газопроводов // НТС «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт»,- М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002, №2. -С. 50-52.

2. Володченкова О.Ю., Шутов В.Е. Методика обработки результатов измерения при проведении лабораторных работ по дисциплине «Механика грунтов» // НТС «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт».- М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002, №3. -С. 44-49.

3. Володченкова О.Ю., Шутов В.Е. Определение несущей способности вечномерзлых грунтов в зависимости от климатических и геокриологических условий эксплуатации магистральных газопроводов // НТС «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт»,- М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002, №4. -С. 48-55.

4. Володченкова О.Ю. Основные задачи и закономерности механики грунтов И НТС «Магистральные и промысловые трубопроводы: про-

ектирование, строительство, эксплуатация, ремонт».- М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003, №1. -С.73-75.

5. Володченкова О.Ю. Особенности работы грунта под нагрузкой // НТС «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт»,- М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003, №3. -С.64-66.

6. Володченкова О.Ю. Процессы сжатия грунта и построение компрессионных кривых // НТС «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт».- М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003,№4. -С. 51-53

7. Шутов В.Е., Пирожков В.Г., Сенцов С.И., Володченкова О.Ю. Определение физико-механических свойств грунтов. Учебное пособие для вузов. -М.: ФГУП изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. -С. 81.

8. Шутов В.Е., Пирожков В.Г., Сенцов С.И., Володченкова О.Ю. Определение физико-механических свойств строительных материалов. Учебное пособие для вузов. -М.: ФГУП изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. -С.70.

9. Володченкова О.Ю. Методы полевого определения глубины сезонного оттаивания // НТС «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт»,- М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004, №1. -С. 32-36.

10. Володченкова О.Ю. Проектирование и строительство магистральных трубопроводов в сложных природно-климатических условиях // НТС «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт»,- М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004, №4. -С. 71-72.

11. Володченкова О.Ю. Проектирования «теплых» магистральных трубопроводов в зонах вечной мерзлоты. // НТС «Магистральные и про-

мысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт».- М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005, №2. -С. 26-30.

12. Шутов В.Е., Володченкова О.Ю. Численный метод проектирования «теплых» магистральных трубопроводов. // Нефть, газ и бизнес -2006,. М.: № 10. -С.67-69.

Напечатано с готового оригинал-макета

Издательство ООО "МАКС Пресс" Лицензия ИД N 00510 от 01.12 99 г Подписано к печати 13 03.2007 г. Формат 60x90 1/16 Усл.печ.л. 1,5. Тираж 100 экз. Заказ 120. Тел. 939-3890. Тел./факс 939-3891. 119992, ГСП-2, Москва, Ленинские горы, МГУ им. М.В. Ломоносова, 2-й учебный корпус, 627 к.