автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.13, диссертация на тему:Разработка методов выбора перспективных технологий строительства морских трубопроводов на шельфе арктических морей

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М. ГУБКИНА

На правах рукописи УДК 622.692.4.07+ +622.692.4/204.1/

РГб Ол

ИВАНЕЦДЕНИСВИКТОРОВГ^ЧЗ НОЯ 2003

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ВЫБОРА ПЕРСПЕКТИВНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ СТРОИТЕЛЬСТВА МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ НА ШЕЛЬФЕ АРКТИЧЕСКИХ МОРЕЙ

Специальность 05.15.13. - "Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва-2000

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

Научный руководитель -Официальные оппоненты -

Ведущая организация -

доктор технических наук профессор Васильев Г.Г.

доктор технических наук Одишария Г.Э. кандидат технических наук Камышев М.А.

ВНИПИморнефтегаз

Защита состоится " 2000г. в " /¿-" часов в

ауд. на заседании диссертационного совета Д 053.27.02 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора технических наук по специальности 05.15.13 "Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ" при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 117917, Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65.

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

Автореферат разослан " 2000г.

Ученый секретарь диссертационного

совета, кандидат технических наук, доцент В.В. Орехов

fJMS.b4a.n-5 п

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы- В настоящее время Россия, обладающая бо" гатейшим углеводородами шельфом, практически не имеет морской нефтега" зодобывающей промышленности, в то время как удельный вес морской неф" ти и газа в мире достигает 40 % от общей добычи.

Около 90 % площади континентального шельфа России являются нефте" газоносно перспективными. По оценке на 1999 год, извлекаемые запасы уг леводородов шельфов морей России достигают 13,6 млрд. т. по нефти и кон" денсату и по газу - 52,3 трлн. м . Особая роль принадлежит Арктике, где со" средоточено до 70 % общих ресурсов шельфа России.

Освоение морских месторождений требует сооружения разветвленной трубопроводной сети, включая системы нефтегазосбора, обратной закачки жидкостей в нефтегазоносные пласты, транспортировки сырья от месторож" дения к береговым сооружениям, в сложных гидрометеорологических уело" виях.

Сложность условий строительства в Арктике определяет необходимость поиска новых технологий по сооружению морских трубопроводов.

По каждому району строительства необходимо вести дифференцирован" ную оценку условий строительства, тщательно подбирать технологии и тех" нические средства прокладки трубопровода, предусматривать возможные критические условия эксплуатации объекта.

В этой связи особую актуальность приобретает задача создания методов выбора технологических моделей строительства морских трубопроводов на Арктическом шельфе, решению которой автор посвятил представленную ра" боту.

Целью диссертационной работы является научное обоснование при" менення перспективных технологических моделей строительства морских трубопроводов на Арктическом шельфе и разработка методов и алгоритмов выбора процессов по строительству морских трубопроводов на Арктическом шельфе применительно к различным условиям арктических морей, по крите" рию технологической эффективности и экологической безопасности.

Основные задачи исследований" классификация условий строительства морских трубопроводов на Арк" тическом шельфе;

" построение формализованных технологических моделей строительства морских трубопроводов на Арктическом шельфе; " разработка методов выбора эффективных и безопасных технологиче" ских схем строительства морских трубопроводов на Арктическом шель" фе.

Научная новизна работы заключается в том, что на основании теоре" тического обобщения работ отечественных и зарубежных ученых, результа" тов исследований автором мировой практики строительства морских трубо" проводов, анализа условий строительства и нагрузок, действующих в процес" се строительства в нефтегазоносных районах Арктического шельфа, теорети"

чески обоснованы основные направления развития технологических схем для морского трубопроводного строительства и предложены методы и алгоритмы выбора эффективных и экологически безопасных организационно-технологических решений по производству основных видов работ.

На защиту выносится- концепция выбора прогрессивных методов и схем при определении структуры, технической, технологической базы мор" ского трубопроводного строительства с учетом систематизации свойств, тре~ бований и ограничений, действующих в процессе строительства в нефтегазо" носных районах Арктического шельфа.

Методологическими и теоретическими основами исследования явля" ются концептуальные положения теории систем и системного анализа, тео" рии принятия решений, теории организационных систем, теории решения изобретательских задач, теории надежности прикладные исследования по проектированию, строительству и эксплуатации систем трубопроводного транспорта.

Практическая ценность и реализация результатов работы. Разрабо' таны методы выбора организационно-технических решений по строительству трубопроводов применительно к специфическим условиям морских нефтега" зовых месторождений Арктических морей России. Предложены практиче" ские рекомендации по производству основных видов работ для экстремаль" ных условий строительства и методы расчета нагрузок, действующих в про" цессе строительства в нефтегазоносных районах Арктического шельфа Рос" сии, методика расчета напряженно-деформированного состояния трубы в процессе ее опускания и подъема на период ожидания благоприятных для строительства условий, расчетная схема трубопровода при его укладке на большие глубины, рекомендации по формированию производственного по" тенциала для строительства морских трубопроводов на Арктическом шельфе.

Апробация работы. Основные положения и результаты исследований автора докладывались и обсуждались на:

- 50-ой Юбилейной межвузовской студенческой научной конференции "Нефть и газ-96". (М.: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1996).

" Российско-Норвежском семинаре по проблемам принятия решений в области организации работ по поиску, разведке и добыче углеводородного сырья на континентальном шельфе Российской Федерации (Баринцев-Евроарктический регион) (Мурманск, 1999).

- научно-техническом семинаре кафедры "Сооружение газонефтепрово" дов и хранилищ". (М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 5 печатных работ.

Структура работы. Диссертация состоит из введения, 4-х глав, основ" ных выводов, таблиц, рисунков, списка литературы.

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы и сформулированы основные предпосылки ее выполнения как научно-исследовательской работы, имеющей практические цели.

В первой главе проведен анализ перспектив освоения Арктического шельфа, рассмотрены особенности морского трубопроводного строительства

и проблемы развития данной отрасли. Показано, что проблема освоения неф" тегазовых ресурсов шельфа России имеет многолетнюю историю. В 1969 г. была сделана первая оценка прогнозных ресурсов углеводородов на шельфе СССР. Результаты показали его высокую перспективность в отношении крупных месторождений нефти и газа. Значительное расширение геологораз" ведочных работ началось с 1979 года, когда в Мурманске были созданы про" изводственные мощности для разработки глубоких скважин в Баренцевом, Карском и Печорском морях. На шельфе России выявлено около 40 нефте" газоносных бассейнов, из которых в 12 уже доказано наличие углеводородов: Южно-Баренцевоморский, Печороморский, Южно-Карский НГБ - в Западной Арктике; Анадырский, Хатырский, Западно-Камчатский, СевероСахалинский, Южно-Сахалинский и Татарский НГБ - на Дальневосточном шельфе; Прикавказский НГБ - на Каспии; Южно-Азовский и СевероАзовский НГБ - на Азовском море. Первоочередными районами разведки и освоения ресурсов нефти и газа шельфа Арктических морей являются:

- северо-восточный шельф Баренцева моря;

- мелководная часть шельфа Печорского моря;

■ Приямальский шельф Карского моря;

- акватория Обской и Тазовской губы.

Как показал опыт канадских и американских нефтегазодобывающих компаний, в условиях Арктических замерзающих морей единственно надеж" ный способ транспортировки углеводородов при разработке морских месторождений - это использование подводных трубопроводов и именно отсутствие морских трубопроводов стало одним из определяющих факторов, сдерживающих дальнейшее развитие добычи углеводородов в районах Канадской и Американской Арктики.

Анализ нормативной практики показал, что на сегодняшний день нет единых стандартов по строительству морских трубопроводов, а из существующих рекомендаций можно выделить Норвежские "Правила для морских трубопроводных систем" РМУ 1996> Американскую рекомендуемую практику АР1 1111, "Проектирование, строительство, эксплуатация и техническое обслуживание морских трубопроводов для углеводородов", Британский стандарт 8010, "Нормы практики для трубопроводов. Подводные трубопроводы: Проектирование, строительство и монтаж". В России существуют лишь Нормы проектирования и строительства морского газопровода не учитывающие специфики Арктического региона, другие же стандарты, нормативы или регламенты на строительство нефтегазовых морских объектов на Арктическом шельфе - отсутствуют, как и обобщенные структурированные гидрометеорологические, геокриологические данные по этому региону.

Обобщение теоретических и практических исследований относительно возможности строительства морских трубопроводов на Арктическом шельфе выявило необходимость решения ряда основных проблем:

учет короткого периода открытой воды и возможности его отсутствия;

наличие плавучего льда и необходимость дополнительного укрепления корпуса судов для защиты от льда, а также удлинение срока их эксплуа" тации в летний период;

конструктивные решения, связанные с взаимодействием трубы с грунтом в районах вечномерзлых фунтов;

возможность пропахивания дна массивными айсбергами, разрушения уже уложенного трубопровода в процессе эксплуатации и необходимость большего заглубления трубопроводов в дно моря для защиты их от по" вреждений айсбергами;

оценке риска, связанного с оставлением отдельных участков трубопрово" да на дне моря без заглубления при длительном строительстве трубопро" вода в течении нескольких строительных периодов; определения характеристик пересекаемых акваторий, включая данные об их глубине, профиле дна, составе донных грунтов, параметрах течений. Способы, которые могут быть использованы при строительстве в аркти" ческих акваториях, были разбиты на несколько групп:

способы, предусматривающие спуск трубопровода с поверхности льда;

способы, предусматривающие протаскивание трубопровода с при" менением донной, наводной или подводной буксировки; способ наращивания трубопровода с трубоукладочных барж Б-методом >

способ наращивания трубопровода с трубоукладочных барж I-методом >

способ наращивания трубопровода с трубоукладочных барж мето" дом сматывания с барабана; разработка туннелей. В диссертации было выполнено сравнение стоимости для альтернатив" ных методов укладки и оценена их потенциальная производительность (Рис. 1, 2). Результат сравнения методов, выполненный автором показал, что все указанные способы технически и экономически осуществимы в настоящее время. С экономической точки зрения наиболее перспективны способы, ос" новывающиеся на уже опробованном принципе протаскивания по дну. Эта же технология может быть применена при укладке трубопровода со льда, что, по существу, можно рассматривать как несколько протаскиваний при использовании искусственных ледяных платформ с установленными на них мощными лебедками. В зависимости от получаемой расчетом допустимой длины протаскиваемого трубопровода и от ширины пролива на переходе мо" жет возникнуть один или несколько захлестов. При этом возникает необхо" димость подъема их на поверхность. Основными факторами, определяющи" ми выбор варианта трассы трубопровода и технологии строительства, будут следующие:

прогнозируемая продолжительность летнего и зимнего периодов строительства;

Мексиканский залив

5-метод

»¿-метод или переоборудованная баржа Донная буксировка Наводная или подводная буксировка Судо с барабном

0 12 3 4

относительная стоимость за 1 км трубы

Северное море

8-метод

Донная буксировка

Судо с барабаном

О 1 2 3 А А - 5

относительная стоимость за 1 км трубы

Сухопутный трубопровод

Стандартный метод

I Г I -I

относительная стоимость за 1 км трубы

Рис. 1. Сравнение стоимости для альтернативных методов укладки трубопровода диаметром 30 дюймов-

0 1 2 3 4 5

■ Метод сплава

§1 Протаскивание со льда

■ Б-метод

□ ^метод

О Метод сматывания с барабана

0 3 6 9 12 15

Рис. 2. Производительность при различных методах укладки.

требования к глубине траншеи для зашиты трубопровода от повреждения айсбергами;

необходимость минимизаций возможности повреждения трубопровода) оставленного на дне между строительными периодами.

В целом строительство морских трубопроводов в районе Арктики требует решения комплекса проблем (технических, технологических, организационных) и будет связано со значительными трудностями, обусловленными природными условиями, удаленностью от промышленно развитых районов, отсутствием развитой инфраструктуры и жесткими экологическими требованиями.

Сложность природных условий является основным фактором, определяющим необходимость поиска новых технологий и методов строительства.

Во второй главе приведена общая постановка задачи исследования условий строительства морских трубопроводов в морях Арктического шельфа. Особенности климата северных морей России обусловлены их географическим положением, воздействием холодного Арктического и теплого Атлантического бассейнов, с одной стороны, и материка Евразии - с другой. Высокоширотное положение шельфов определяет наличие длительной (от 40 до 100 дней в году) полярной ночи.

Экстремальные температуры могут достигать очень больших значений. Зимой абсолютные колебания в северной части Атлантического района и на северном побережье Чукотки и^Аляски состав ля ют^от - 45 до +10^, а в сибирском районе Арктики от - 55 (местами -63 ) до 0 (местами до +4 ). Летом абсолютные колебания температуры меньше над материковыми районами и прилегающими акваториями морей - от +32 до -6 , причем в южных частях морей температура воздуха повышается, а над узкой береговой полоской она возрастает очень резко. Повторяемость и количество осадков существенно меняется в различных районах Арктики. Дней с осадками - 0,1 мм больше всего отмечается в Атлантическом регионе, несколько меньше в при полюсном районе и меньше всего - на севере Восточной Сибири. Аналогично распределяется и годовое количество самих осадков.

Скорость ветра в Атлантическом и Тихоокеанском районах Арктики достигает зимой, в среднем, 6-8 м/с и уменьшается к лету до 4 - 5 м/с. Обратный годовой ход скоростей (от 2-3 м/с зимой до 4 - 5 м/с летом) отмечается в районах Восточной Сибири. Для прибрежной зоны Арктических морей свойственен выносной характер движения вод с преобладанием северовосточного генерального переноса. Скорости суммарных течений составляют 20 - 60 см с , однако максимальные величины могут превышать 100 см с • Наибольшее влияние оказывают ветровые и приливные течения. Скорость течений на глубинах свыше 100 м менее 2 м/сек, исключением является Баренцево море, где скорости течений достигают 10-25 м/сек.

На шельфе преобладают полусуточные суммарные изменения уровня моря, обусловленные приливными колебаниями. Средняя величина приливных изменений уровня составляет в Восточно-Сибирском море - 0,2 - 0,3 м, в Баренцевом и Карском - 0,5 - 0,7 м. В ряде пунктов возможно увеличение вы

сот. Суммарные изменения уровня при штормовых нагонах могут составлять от 2 до 5 м. Годовые колебания уровня морей незначительны - от 8 до 16 см.

Ветровое волнение особенно развито в период отсутствия ледяного по" крова или при его небольшой сплоченности. Наиболее развитые и высокие ветровые волны отмечаются в Баренцевом море. В целом, для акваторий Арктических морей типичны высоты волн 3 - 9 м, наблюдаемые чаще всего осенью. Рассчитанные высоты волн возможные раз в 50 или 100 лет, могут достигать 14 м и более. При определенном распределении льда и ветра в при кромочных зонах возможно явление ледового шторма. Средние скорости ветровых течений для различных морей колеблются в пределах от 2 см с (море Лаптевых) до 40 - 50 см с (Чукотское море), но максимальные скоро" сти суммарного течения могут быть гораздо выше.

В зимний период в мелководных акваториях водные массы от поверх" ности до дна имеют отрицательную температуру, лишь в желобах Карского моря, в глубоководной части моря Лаптевых температура их положительна и достигает 1-1,5 "С. Летние процессы активно развиваются в сравнительно узкой прибрежной зоне, освобождающейся от льдов на 2 - 3 месяца. Прогре" вается только тонкий поверхностный слой воды. На глубинах более 25 - 30 м вода постоянно имеет отрицательную температуру, а до +8 ~ °с воды прогреваются лишь в отдельных заливах и на некоторых других ограничен" ных участках прибрежной зоны Арктического бассейна, прогрев распростра" няется лишь на 30 - 75 м.

В пределах Арктического бассейна выделяются три основные и две промежуточные водные массы.

Поверхностная арктическая водная масса характеризуется круглого" дичной отрицательной температурой, соленостью 29 - 33,5 %о и толщей слоя в, среднем, 25 - 50 м. Скорость движения арктической водной массы 1,1 - 2,3 см /с, местами же увеличивается до 7,2 см/с.

Глубоководная атлантическая водная масса от выше- до нижележащих водных масс отделяется промежуточными. Она поступает в Арктический бассейн из Атлантического океана и составляет 42 % теплового потока Арк" тического бассейна, проникая только в западные моря. При входе в Арктиче" ский бассейн атлантические воды имеют температуру + 8- +14 С, а в рай" оне Земли Франца - Иосифа она понижается до +2 С. Соленость вод 34,9 -35,6 %0. Толщина слоя атлантической водной массы в Евразийском суббас" сейне - 300 - 400 м. Основная масса вод движется в направлении обратном движению арктических вод, имеет ответвления в Баренцево, Карское моря и, в меньшем объеме, в море Лаптевых.

В восточной части под поверхностной арктической водой располагает" ся тихоокеанская теплая водная масса толщиной 30 - 75 м. Максимальная температура воды + 4 С, соленость 32 - 33 %о. Генеральное направление движения этой водной массы - через Берингов пролив вдоль Канадского Арктического архипелага с ответвлением в Чукотское море.

Придонная водная масса с глубины более 800 м заполняет глубоковод" ные океанические котловины, их мощность колеблется в зависимости от глу"

бины океана. Температура придонной воды от - 0,4 до - 0,9° С, соленость около 35 % . Гидродинамическая активность придонных вод изучена недос" таточно, но, судя по вещественному составу донных отложений, можно предположить наличие придонных течений.

В Арктических морях примерно восемь месяцев (с октября - ноября по май - июнь) приходится на процессы образования и нарастания льда. В зим" ний период все моря полностью покрываются льдами различной толщины сплоченностью 9-10 баллов. В прибрежных мелководных районах устанав" ливается припай, становление которого происходит в разное время - с сере" дины сентября до начала декабря. Ледовый массив более чем на 300 дней в году покрывает акваторию морей Арктики, что делает их, по существу, сплошным ледяным полем. Многолетние дрейфующие льды имеют значи" тельную толщину, изменяющуюся сплоченность и покрывают практически, весь Северный Ледовитый океан и, в том числе, шельфовые моря Арктики. Паковый лед представляет собой огромные плавучие поля, раздробленные на отдельные блоки многочисленными трещинами. Толщина его колеблется в зависимости от времени года и, в среднем, составляет 1,5 - 3,0 м летом и 2,5 -3,5 м - зимой. Под давлением отдельных гряд льда, а также глыб, образую" щихся при подвижках льда и на ползании их друг на друга, основание льда может опускаться на 18 м и более ниже уровня воды.

Среди плавучих льдов материкового происхождения различают айс" берги, отделившиеся части ледника или шельфового льда, имеющие высоту свыше 5 м над уровнем моря; ледяные обломки шельфового льда с волнистой поверхностью длиной до 30 км и более.

Одной из главных особенностей Арктического региона является мно" голетняя мерзлота, которая распространяется в область шельфа. Практически повсеместно криолитозона представлена многолетне охлажденными порода" ми с отрицательными температурами. Наиболее изучены геокриологические условия шельфа Баренцева и Карского морей.

Береговая зона морей включает толщу многолетнемерзлых пород, ко" торые содержат высокоминерализованные воды (криопэги). Мощность этого слоя - от нескольких десятков до нескольких сотен метров. По мере удаления от береговой черты мощность многолетнемерзлых пород уменьшается и в мористых участках шельфа они присутствуют как включения в многолетне охлажденные породы.

Мерзлые донные грунты характеризуются высокой засоленностью, что определяет их высокую коррозийную активность. Большие запасы льда обу словливают способность фунтов к большим деформациям при оттаивании. С оттаиванием мерзлых пород связано выделение газов (главным образом, ме" тана) из донных грунтов.

Арктические шельфовые моря, за исключением западной (приатланти" ческой) части Баренцева моря, восточной (притихоокеанской) части Чукот" ского моря и приустьевых участков крупных рек имеют отрицательные тем" пературы дна, достигающие минус 1,5 - 2,0 С. Тем самым складываются

достаточные условия для наличия и сохранения многолетнемерзлых пород под морями.

Повсеместное распространение многолетнемерзлых пород в прибрежно-шельфовой зоне Арктики обусловливает ряд специфических особенностей геологической среды, связанных с развитием криогенных физико-геологических процессов, которые могут оказывать прямое влияние на строительство. Это - термокарст, термоэрозия, криогенное пучение, крио" генное растрескивание, солифлюкция, наледеобразование, новообразование многолетнемерзлых пород. Близкое к поверхности залегание крупных вклю" чений подземных льдов может стать причиной аварийных ситуаций при тех" ногенном воздействии на геологическую среду. Кроме залежеобразных льдов, значительную опасность для устойчивости сооружений представляют просадочные, тиксотропные, легкоразмываемые и сильно льдистые грунты, а также современные экзогенные геологические процессы.

Обобщенная характеристика условий строительства морских трубопро" водов в Арктических морях, выполненная автором, приведена в таблице 1.

При определении основных положений концепции строительства мор" ских трубопроводов акватории Арктических морей можно условно разделить на глубины 0-15, 15-300, 300-600, 600 м и более, а так же - 0-80, 80 м и более. Данное разделение соответствует концептуальным различиям применяемых технологий при строительстве морских трубопроводов. Второе разделение связано с различными земляными работами, проводимыми на участках, под" верженных и не подверженных ледовому пропахиванию (Рис. 3).

В третьей главе отражены результаты исследования перспективных технологических схем строительства морских подводных трубопроводов, применяемые на сегодняшний день в мире.

Сооружение морских трубопроводов за рубежом является особой отрас" лью трубопроводного строительства. Эта отрасль возникла в 40-х годах в связи с освоением морских нефтяных и газовых месторождений. С тех пор морское трубопроводостроение систематически наращивалось. На 1990 г. суммарная длина морских нефтегазопроводов в мире составляла 70 тыс. км. В зарубежной практике, по сложности и объему произведенных работ, мож" но отметить трубопроводные системы Средиземного и Северного морей, Мексиканского и Персидского заливов, побережья Индии и Африки. Количе" ство подводных трубопроводов на территории России невелико. Статистиче" ские данные на 1990 г. свидетельствуют, что только 3 % всей длины отечест" венных трубопроводов составляют подводные переходы, а морские трубо" проводы - просто отсутствуют.

Многообразие природных условий морского шельфа и различия в кон" структивных особенностях морских трубопроводов привели к развитию раз" личных технологий и оборудования, применяемых при их строительстве. Процесс строительства морских трубопроводов включает в себя несколько основных этапов: земляные работы, включающие рытье траншеи под укла" дываемый трубопровод, складирование выработанного грунта, засыпку траншеи и берегоукрепление; работы по укладке трубопровода, включающие

Таблица 1

Обобщенная характеристика условий строительства морских трубопроводов в арктических морях._

Море Баренцево Море Карское море Море Лаптевых ВосточноСибирское море Чукотское море

1 2 3 4 5 6

Температурный Лето до+10 °С (+30 °С) 0 Зима до-20 С (-40°С) Лето до +8 "С (+28 °с) 0 Зима до-30 С (-52°С) Лето до +8 °С (+28 °с) 0 Зима до-32 С (-52°С) Лето до +6 "С (+28 °с) 0 Зима до -32 С <-52°С) Лето до +6 "С (+28 °С) 0 Зима до-30 С (-48°С)

Ледовый Западная часть полностью не замерзает никогда Май - наибольшее распростра" нение льда С октября по июль полностью подо льдом С ноября по июль полностью подо льдом, высота торосов до 20 м С сентября по июль полностью покрыто льдами С декабря по июнь полностью покрыто льдами

Ветра 8-16 м^сек (порывы до 40 м^сек) 8-16 м/сек (порывы до 40 м^сек) 4-8 м/сек (порывы до 38 м^сек) 5-8 м^сек (порывы до 38 м^сек) 6-10 м^сек (порывы до 46 м^сек)

Глубины средняя 200 м (макс. 600 м) Средняя 50 м (макс. 600 м) Средняя 578 м (макс. 3385 м), на большей части моря глубины до 50 м. Средняя 45 м (макс. 155 м) Средняя 77 м (макс. 200 м)

Течения 10-25 м-сек 5-10 м^сек 2-5 м^сек 0,5-5 м^сек 2-5 м^сек

Пасмурное небо 80% года 65% года 40% года 40% года 40% года

Кол-во осадков До 865 мм в год До 390 мм в год До 350 мм в год До 200 мм в год До 480 мм в год

Средняя протяженность шельфа 200 км 260 км 130 км 600 км 500 км

По методу укладки

Глубина

0-15 м

Сванполедяные "зста" кады на дамбах

Наклонно-направленное бурение

В тоннелях

Свободное погруже" ние с барж

Строительство со льда

Наращивание с бере-

15-300 м

Свободное погружение

Нарашнванме с бе" рега

Укладка Б-мето-дом с судов трубоукладчиков_

300 - 600 м

Строительство со льда

Укладка с судов трубоукладчиков путем сматывания с барабана

Укладка Б-мето-дом с судов трубоукладчиков

Строительство со льда

Укладка с судов путем сматывания с барабана

более 600 м

Укладка ^методом с трубоукладочных судов

Укладка 8-методом с судов трубоукладчиков

Строительство со льда

По требованиям к дополнительной защите от льдов

Сказывается высокая актив' ность припайных льдов

Постоянная опасность повреждения трубы стамухами

Периодическая опасность по" вреждения трубы айсбергами

По требованиям к балластировке от влияния действия волн и течений

До 80 м

Т

До 130 м

т

Зона интенсивною влияния Зона менее интенсивного алия"

волн и течений со скоростью до ния течений со скоростями до 1 15 см/с см/с

Зоны знакопеременных температур вод

| Свыше130 м [

Зона пренебрежительно малых природных течений

До 100 м

Свыше 100 м

1

Диапазон температур от +7 до +0,5 "С По требованию к заглублению трубопровода | До 80 м |

Обязательное заглубление!

Механические методы воздействия на грунт

Гидравлические методы воздействия на грунт

Диапазон температур от +7 до +0,5 °С Г Более^80м |

Необязательное заглубление

Предполагается дальнейшее самозаглубление

С применением ре" бер-спойлероа

Без применения ре" бер-спойлеров

Рис. 3. Влияние глубины моря на проектные и строительные решения морских трубопроводов

Рис. 4. Расчетная схема трубопровода при его укладке на большую глубину.

сборку трубопровода и изоляцию сварных стыков, укладку в траншею или на анкерные сваи, балластировку; сооружение защитного слоя поверх засы панного трубопровода.

Выбор наиболее рационального метода строительства производится на основе анализа таких факторов как: конструкция и назначение трубопровода; гидрометеорологические и геологические условия района строительства; то" пография морского дна; продолжительность возможного периода проведения работ; условия судоходства; наличие необходимого строительно-технологического оборудования. Возможны комбинированные способы ук" ладки морских трубопроводов, учитывающие преимущества того или иного метода. Во всех случаях используются способы, позволяющие максимально механизировать процесс строительства трубопровода и уменьшить монтаж" ные нагрузки на него.

С увеличением глубин прокладки, удаленности от береговой строитель" ной площадки, с ростом диаметра трубопроводов усложнились инженерные задачи, которые необходимо решать при строительстве. На сегодняшний день, наиболее распространенный способ строительства морских трубопро" водов, применяемый в 75 % случаев, состоит в постепенном наращивании трубопровода на борту судна-трубоукладчика. Современные методы укладки трубопроводов со специальных трубоукладочных барж и судов довольно разнообразны: Б-метод, .(-метод и метод сматывания с барабана. Конструк" ции трубоукладочных судов постоянно совершенствуются. Так, суда послед" него поколения имеют корпус, характерный для полупогруженных буровых платформ, они могут работать при значительном волнении и укладывать трубопровод на больших глубинах.

В рамках диссертационного исследования предложена методика опреде" ления напряженно-деформированного состояния укладываемого трубопро" вода.

При больших глубинах моря, когда угол поворота погружаемого трубо"

провода — >1" для определения всех факторов напряженно-деформирован-¿х

ного состояния необходимо использовать дифференциальное уравнение ли" нии прогибов:

Расчетная схема магистрального трубопровода, погружаемого на дно моря с плавучей платформы, имеет следующий вид (рис. 4.)

Так как дифференциальное уравнение (1) нелинейное, решение данной задачи выполняем методом последовательных приближений, задавая угол поворота на конце нагружаемой плети:

М(х)

(1)

EJ

1.5

.....T <2)

Затем вычисляется параметр

2

и определяется для каждого значения длина нагружаемого трубопровода

i+sine, (3)

l^[F{k)-F{k,cp)]\ (4)

вертикальное перемещение конца трубопровода

СЯ

горизонтальное перемещение конца трубопровода

5=1-,

\ ql

где: EJ - жесткость трубопровода на изгиб,

6EJ sin а, (6)

т= j

- полный эллиптический интеграл (7)

¿^-к2вт2 первого рода;

<р ^ F(k,(p)= =======

- эллиптическии интеграл первого (8) о VI-к sin рода;

' 1 1 (9)

<о = агсзт _

\к4г

Максимальное напряжение в трубопроводе определяется по формуле:

сю)

1\дВт ах)>'

где: момент сопротивления поперечного сечения трубопровода. Так как J « яг38\ Ц г лг2Ж С11)

"-"'■ЗйЬ'^-- <12>

г - радиус срединной поверхности сечения, ^ - толщина стенки.

Величина £2Дтах определяется из условия прочности или из условия устойчивости первоначальной формы равновесия:

Гкр>

(13)

где: Я - расчетное сопротивление стали;

а - критическое напряжение при изгибе.

Из двух условий (13) и (14) и определяется минимальное значение

О В шах . Затем 1 та* (б В )- 8г (бй ) И ¿вШв)'

Если окажется, что глубина моря Н >дв{()в), то необходимо разгрузить трубопровод путем использования специальных поплавков, тогда величина q снизится, и трубопровод можно будет погрузить на еще большую глубину.

В противном случае следует использовать /-метод погружения. На рис. 5 приведены расчетные оценки применимости различных методов укладки.

В четвертой главе раскрыты вопросы организации строительства и выбора параметров укладки на мелководных участках шельфа с учетом продолжительности летнего и зимнего периодов строительства и необходимости минимизировать возможность повреждения трубопровода, оставленного на дне между строительными периодами. На основании анализа статистических метеорологических данных применительно к условиям арктических морей были построены примерные календарные планы работ для периода открытой воды и ледового покрова (таблица 2 и 3). Из приведенных данных очевидна необходимость выполнения операций по подъему и опусканию трубопровода, оставленного на дне между строительными периодами. Для того, чтобы определить допустимость такой технологической операции предложена методика расчета напряженно-деформированного состояния (НДС) трубопровода при его подъеме со дна водоема баржей-трубоукладчиком (Рис. 6).

Предположим, что трубопровод свободно лежит на горизонтальной поверхности дна водоема глубиной Н-

После приложения вертикальной силы с баржи трубоукладчика левая часть трубопровода поднимется на некоторой длине I, а правая часть будет лежать на дне водоема и останется прямолинейной.

Следовательно, во всех сечениях правого участка кривизна — = —£ и

р с!х

изгибающий момент М{х)--Е1—~ равны нулю. Где р - радиус кривизны

Р

трубопровода.

В частности, момент равен нулю и в сечении х-1-

Из этого следует:

М{а) = Р-1-~~~-0 (15), отсюда Р = 06)

Из условия равенства нулю суммы проекций всех сил на вертикальную ось вытекает, что в точке х-1 жесткая плоскость дает реакцию Л = Р (рис. 6). Это условие записывается в следующем виде:

Р + Я - д I = О, откуда Я = д ■! - = 07)

1220

1000

Я

ю >>

& 800

е

а

600

400

200

Трубоукладочные баржи, S-тнпа

Специализированные судна для -'-метода

Барабанное судно с переоборудован* 1 ным стингером

250 500 1000 1500 2000 2500 3000 Глубина воды, Н (м)

0

Рис. 5 Расчетные оценки применимости различных методов укладки-

Планирование календарного времени работ по строительству морских трубопроводов по ледовому фактору

Море Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь

1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 I 2 3 4 I 2 3 4 I 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 I 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4

Баренцево (Запад) - - - - - -

Баренцево (Восток) Г ц Г ч Г г П - Г —

-I Ц Л. 1

Карское п П - — - г Ь

■и1 и и

Лаптевых ч р 1" ^ _ _

ВосточноСибирское 1 Г ц г ц Ф I

Г Т1 ,_Г1 -1, -ц р —I

Чукотское 1 -с

■л* } | 1 1 Г

- Сплошной лед

- Чистая вода

- Переменное время

] - простои по метеорологическим причинам

Календарный план работ по строительству морских трубопроводов в период открытой воды

^чМесяцы Море Июль Август Сентябрь Октябрь

1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4

КлрснИв (ВпоЩ^ ■ 1 1 ■

Карское -р=1

Лаптевых ■ 1 Г

ВосточноСибирское 1 1

Чукотское ■

- простои по метеорологическим причинам

- период открытой воды

Рис. 6 Расчетная схема подъема трубопровода

Изгибающий момент в произвольном сечении приподнятого участка трубопровода равен:

Щх)~Р-х-Ч--х1-=Ч'1;х-4'*2 (18)

К 2 2 2

Так как М(х) = -EJ ~ , то с учетом (18) получим:

II ■ X

Е/ '<:у _ <1-1 х (19)

с!-х- 2 2

Последовательное интегрирование уравнения (19) дает: Лх 6 2 2

(20)

= + С.Х + С,

24 2 б 1 2

При х = I — = о, поэтому из первого уравнения системы (20) следует ¿х

(20

1 12 •

При х = 0 у = -Я При этом условии из второго условия системы (20) получим:

С3 =-£/// (22)

Теперь, с учетом того, что при * = / у(1)-0 из второго уравнения сис" темы (20) можно получить следующую функциональную зависимость между пролетом при поднятой части трубопровода / и глубиной водоема Н

Ы.Щ^Н (23)

V я

Наибольшего значения изгибающий момент достигает в середине про" лета / приподнятой части трубопровода:

М^ЖлШ^^К^ (24)

тм 8 8!| 9 Ь

Условие прочности трубопровода в этом опасном сечении записывает" ся в следующем виде

СГ™" ~ ~ЦГ ~

где (К = лг'/|- момент сопротивления поперечного сечения трубопровода, Яр - расчетное сопротивление стали трубы, г - радиус срединной поверхности оболочки трубопровода, к - толщина стенки.

После подстановки (23) в (16) и (17) легко определяется величина подъемной силы Р на крюке баржи-тубоукладчика и опорной реакции Р со стороны поверхности дна водоема:

/> = Я = 4 -£/-Я-<73 (26)

3

к« (25)

Здесь уместно отметить, что данный метод расчета получен на основе использования приближенной дифференциальной зависимости

Щх) = -£/''> (27)

Л-

Теории сопротивления материалов.

Эта зависимость справедлива лишь для небольших глубин Я водоема Точное выражения для изгибающего момента имеет следующий вид:

А/(х)—-т (28)

1 + .

Если значение — = /£^(рис. 6) меньше 1, то им можно пренебречь и то-их

гда формула (13) и предложенная методика расчета пригодна для практических расчетов.

Обычно при расчете трубопроводов на изгиб нормы допускаемого прогиба составляют 0,1 /, а для машиностроительных конструкций - 0,01/, а получающиеся при этом углы поворота (р не превышают 6 . Прогиб

/ = ^ = Я получается ¡£<р «¡¿в = 0,1, т.е. весьма мало по сравнению с 1.

Следовательно, при пролете I равным, например 50 м, глубина водоема

Я

Должна быть не более 5 м.

В том случае, когда — > 0,1 решение данной задачи возможно лишь численным методом.

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

1. На базе проведенных исследований и анализа последних достижений в области строительства морских трубопроводов формализованы научные аспекты создания и развития перспективных технологических схем строительства объектов трубопроводного транспорта в условиях Арктического шельфа Российской федерации.

2. Выполнено статистическое обобщение факторов, определяющих условия строительства морских трубопроводов на Арктическом шельфе и выбор конкретных технологических схем укладки.

3. Разработана методика определения факторов напряженно-деформированного состояния укладываемого трубопровода при больших глубинах моря с использованием точного дифференциального уравнения линии прогибов.

4. Разработана предварительная схема многокомпонентной системы календарного планирования работ для периода открытой воды и ледового по"

крова в условиях Арктического шельфа в целях прогнозирования схем орга" низации производства, с учетом существующего уровня технических стредств строительства.

5. Предложена методика расчета НДС трубопровода при его подъеме со дна акватории баржей-трубоукладчиком при выполнении операций по подъ" ему и опусканию трубопровода , оставленного на дне между строительными периодами для определения допустимости такой технологической операции и минимизации возможности повреждения трубопровода.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих ра" ботах:

^ Потемкин Г.А., Сигачев Н. В., Шнейдер Ю.Ю., Иванец Д. В. и др.

Временная инструкция по технологии и организации погрузочно-разгрузочных работ, складированию и транспортировке изолированных труб диаметром 1420 мм, длиной 18,3 м" // ИРЦ Газпром, М., 1997 г., 119 стр.

2- Иванец Д. В. Морская нефтегазодобыча и ее особенности на Арктическом шельфе // РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Научно-технический сборник №2, Изд-во Московского государственного горного университета, М., 1998 г, стр. 52-56.

Иванец Д. В. Морские трубопроводы и тенденции их развития // РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Научно-технический сборник №1, Изд-во Московского государственного горного университета, М., 1999 г, стр. 8489.

Иванец Д. В. Строительство морских трубопроводов // РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Научно-технический сборник №2, Изд-во Московского государственного горного университета, М., 1999 г, стр. 84-89. Харитонов В. А., Иванец Д. В., и др. Методика оценки надежности и экономического риска при проектировании и строительстве морских стационарных нефте- и газодобывающих платформ", НГС-оргпроектэкономика, М., 1999 г., 129 стр.

ВВЕДЕНИЕ.'••■

ГЛАВА I АНАЛИЗ КОНЦЕПТУАЛЬНЫХ ПОДХОДОВ К ПРОМЫШЛЕННОМУ ОСВОЕНИЮ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА

1.1. Оценка перспективности освоения Арктического шельфа.

1.2. Анализ современного состояния практики строительства морских трубопроводов в Арктике.

1.3. Формирование перспективной концепции развития трубопроводного строительства на Арктическом шельфе.

ГЛАВА п. ФОРМАЛИЗАЦИЯ УСЛОВИЙ И НАГРУЗОК ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ ТРУБОПРОВОДОВ НА АРКТИЧЕСКОМ ШЕЛЬФЕ.

2.1. Анализ потенциальных условий строительства морских трубопроводов в Арктике.

2.2. Анализ воздействий окружающей среды при строительстве и эксплуатации морских трубопроводов.

2.3. Идентификация технологических нагрузок и воздействий на Арктическом шельфе.

ГЛАВА ш. ИССЛЕДОВАНИЕ ПЕРСПЕКТИВ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ВАРИАНТОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ СТРОИТЕЛЬСТВА МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

3.1. Анализ вариантов организационно-технологических схем строительства морских трубопроводов на Арктическом шельфе.

3.2. Методы укладки морских трубопроводов.

3.3. Технические средства, обеспечивающие строительство морских трубопроводов.

3.4. Расчет области применения различных методов строительства

ГЛАВА ГУ РАЗРАБОТКА ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИХ СХЕМ ПРОИЗВОЛСТВА РАБОТ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

4.1. Календарное планирование перспективных программ строительства.

4-2. Рекомендации по технологии строительства морских трубопроводов на малых глубинах.

4.3. Методика оценки надежности и экономического риска при проектировании и строительстве морских трубопроводов.

В настоящее время Россия, обладающая богатейшим углеводородами шельфом, практически не имеет морской нефтегазодобывающей промышленности, в то время как удельный вес морской нефти и газа в мире достигает 40 % от общей добычи.

Проблема освоения нефтегазовых ресурсов шельфа России имеет многолетнюю историю. В 1969 г. была сделана первая оценка прогнозных ресурсов углеводородов на шельфе СССР. Результаты показали его высокую перспективность для открытия крупных месторождений нефти и газа.

Значительное расширение геолого-разведочных работ началось с 1979 г.? когда в Мурманске были созданы необходимые производственные мощности, обеспечивающие разработку глубоких скважин в Баренцевом, Карском и Печорском морях.

Континентальный шельф России содержит в своих недрах колоссальное количество углеводородов. Около 90 % площади шельфа РФ являются нефте- газоносно перспективными, что составляет около 2/3 перспективной площади на суше. По оценке на 1999 г., извлекаемые запасы углеводородов шельфов морей России достигают 13,6 млрд. т. по нефти и конденсату и по газу - 52,3 трлн. м3. Особая роль принадлежит Арктике, где сосредоточено до 70 % общих ресурсов шельфа России. К Дальневосточным морям относится более 20 % общих извлекаемых ресурсов (из них около половины на о-ве Сахалин), менее Ю % - к Южным морям (участки Азово-Черноморского и Каспийского бассейнов) и небольшой участок - на Балтике, около Калининграда.

На шельфе России выявлено около 40 нефте- газоносных бассейнов (НГБ), из которых в 12 уЖе доказано наличие углеводородов1 Южно-Баренцевоморский, Печороморский, Южно-Карский НГБ ~ в Западной Арктике; Анадырский, Хатырский, Западно-Камчатский, СевероСахалинский, Южно-Сахалинский и Татарский НГБ " на Дальневосточном шельфе; Прикавказский НГБ " на Каспии; Южно-Азовский и СевероАзовский НГБ " на Азовском море.

При эксплуатации морского месторождения одним из основных вопросов является выбор способа транспортировки добываемой продукции. Сегодня углеводороды транспортируют либо танкерами, либо по трубопроводам. Предпочтение, по ряду причин, отдается трубопроводам: морской трубопровод, в отличии от танкера, дает возможность бесперебойной поставки углеводородов к берегу независимо от погодных условий, а кроме того, аварии на судах более опасны, чем на трубопроводах.

Как следствие, возникает необходимость создания новой для России подотрасли нефтегазового строительства - сооружение морских трубопроводов. Она должна обеспечить сооружение надежных систем бесперебойной транспортировки сырья с мест добычи к потребителям, с минимальными потерями и защитой от загрязнения окружающей среды.

Все нефтегазоносные шельфы России находятся в замерзающих морях, что определяет особый подход к формированию новой подотрасли. На это особенно приходится обращать внимание, когда речь идет о создании крупнейшей морской транспортной системы углеводородов на шельфе Арктических морей.

В целом строительство морских трубопроводов в районе Арктики требует решения комплекса проблем (технических, технологических, организационных) и будет связано со значительными трудностями, обусловленными природными условиями, удаленностью от промышленно развитых районов, отсутствием развитой инфраструктуры и жесткими экологическими требованиями. Сложность природных условий является основным фактором, определяющим необходимость поиска новых технологий и методов строительства морских трубопроводов.

Освоение морских месторождений требует сооружения разветвленной трубопроводной сети, включая системы нефтегазосбора, обратной закачки жидкостей в нефтегазоносные пласты, транспортировки сырья от месторождения к береговым сооружениям, в сложных гидрометеорологических условиях.

По каждому району строительства необходимо вести дифференцированную оценку условий строительства, тщательно подбирать технологии и технические средства прокладки трубопровода, предусматривать возможные критические условия эксплуатации объекта.

В связи с этим особую актуальность приобретает задача создания методов выбора технологических моделей строительства морских трубопроводов на Арктическом шельфе.

Целью диссертационной работы является: научное обоснование применения перспективных технологических моделей строительства морских трубопроводов на Арктическом шельфе и разработка методов и алгоритмов выбора процессов по строительству морских трубопроводов на Арктическом шельфе применительно к различным условиям арктических морей по критерию технологической и экономической эффективности, а также экологической безопасности.

Основные задачи исследований: классификация условий строительства морских трубопроводов на Арктическом шельфе; построение формализованных технологических моделей строительства морских трубопроводов на Арктическом шельфе; разработка методов выбора эффективных и безопасных технологических схем строительства морских трубопроводов на Арктическом шельфе. На защиту выносится: концепция выбора прогрессивных методов и схем при определении структуры, технической, технологической базы морского трубопроводного строительства с учетом систематизации свойств, требований и ограничений, действующих в процессе строительства в нефтегазоносных районах Арктического шельфа.

ГЛАВА АНАЛИЗ КОНЦЕПТУАЛЬНЫХ ПОДХОДОВ К ПРОМЫШЛЕННОМУ ОСВОЕНИЮ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА

1. ANSE В 31.8.-1995/

2. Антикайн П. А. Металлы и расчет на прочность котлов и трубопроводов. М-:Энергоатомиздат, 1990 г.

3. Астафьев В. Н. Взаимодействие внешней среды на подводные трубопроводы в условиях северо-восточного шельфа Сахалина. Владивосток, ДВГУ, 1985 год.

4. Астафьев В. Н. Действие сейсмических нагрузок на участке выхода подводного трубопровода на берег. Гидротехнические сооружения 1985 год.

5. Березин, Зоненко, Ким. Методы укладки и обеспечение устойчивости глубоководных трубопроводов. М: ВНИИЭгазпром. 1988 год.

6. Бирюков В.Ю-> Совершаев В.А. Рельеф дна юго-западной части Карского моря и история развития его в голоцене. Геология и геоморфология шельфов и материковых склонов. М-:Наука, 1985 г.

7. Боровиков П.А. Подводная техника морских нефтепромыслов.Британский стандарт ^S 8010, Часть 3. 1993 год. Подводные трубопроводы, проектирование, строительство и монтаж.

8. В.П. Гаврилов. Геодинамика и нефтегазоносность Арктики. М: Недра 1993 год.Ю- ВСН 51-9-85 Проектирование морских подводных трубопроводов М: Мингазпром 1991 год.

9. Иванец Д. В. Морские трубопроводы и тенденции их развития // РГУнефти и газа им. И.М. Губкина, Научно-технический сборник №1, Изд-воМосковского государственного горного университета, М., 1999 г, стр. 8489.

10. Иванец Д. В. Строительство морских трубопроводов // РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Научно-технический сборник №2, Изд-во Московского государственного горного университета, М., 1999 г, стр. 84-89.

11. Калиненко В.В. Арктический шельф, М.Наука., 1987 г.

12. Капур К-> Ламберсон Л. Надежность и проектирование систем. М-: Мир 1980 г.Капустин, Камышев. Строительство морских трубопроводов. М: Недра 1982 год.

13. Кленова М.В. Современное осадконакопление Баренцева моря. Современные осадки морей и океанов, М-:Изд-во АН СССР 1961 г.

14. Концепция развития ТЭК России на 2000-2020 годы. М: Минтопэнерго России. 2000 год.

15. Куликов Н.И. Осадкообразование в Карском море. Современные осадки морей и океанов, М-:Изд-во АН СССР 1955 г.

16. Моря советско&Арктики. Л-:Недра, 1984 г.

17. Нормы проектирования и строительства морского газопровода. ВН 391.9-005-98- М: ИРЦ Газпром 1998 год.

18. Обзорная информация. Итоги науки и техники. Том 16. Водный транспорт. М: 1990 год.

19. Обзорная информация. Подводные земляные работы в сложных гидрологических условиях. М: 1979 год.

20. Правила для морских трубопроводных систем. PNV 1996.

21. Программа изучения и освоения углеводородных ресурсов континентального шельфа баренцевоморской провинции на 1994-2005 гг.Программа НК Росшельф по освоению Российского шельфа, включая Охотское, Балтийское, Каспийское и Черное моря.

22. Программва РАО "Газпром" и АО "Росшельф" по освоению ресурсов нефти и газа на Арктическом шельфе России до 2010 г.

23. Проектирование и строительство морских трубопроводов НИПИ ЭСУнефтегазстрой 1976 год.

24. Харитонов В. А., Иванец Д. В., и др. "Методика оценки надежности и экономического риска при проектировании и строительстве морских стационарных нефте- и газодобывающих платформ", НГС-оргпроектэкономика, М., 1999 г.

25. Бородавкин П. П-> Филькин А. Г. и др. "Сооружение подводных трубопроводов в условиях арктических и северных морей", обзорная информация, М-: ВНИИПКтехоргнефтегазстрой, 1988 г.

26. Бородавкин, Березин, Шадрин. "Подводные трубопроводы", М- Недра, 1979 г.

27. Сборник: "Гидротехническое строительство", М. 1985 г. №8.

28. Сборник: "Нефть, газ и нефтехимия за рубежем", М-: Недра 1988 г. № 1.

29. Сборник: "Нефть, газ и нефтехимия за рубежем", М-: Недра 1990 г. № 9.

30. Сборник: "Нефть, газ и нефтехимия за рубежем", М-: Недра 1994 г. № 10.5Д • Обзорная информация: "Строительство объектов нефтяной и газовой промышленности", М.: 1976 г. вып. 24.

31. Обзорная информация: "Строительство предприятий нефтяной и газовой промышленности", М.: 1981 г. № 4.

32. Обзорная информация: "Строительство предприятий нефтяной и газовой промышленности", М.: 1984 г. № 10.

33. Обзорная информация: "Строительство предприятий нефтяной и газовой промышленности", М.: 1986 г. № 8.

34. Обзорная информация: "Строительство предприятий нефтяной и газовой промышленности", М.: 1990 г. № 11.

35. Обзорная информация: "Транспорт и хранение нефтепродуктов", М-: ЦНИИТЭНефтехим 1995 г. № 9.

36. Гладких И. И. "Разработка методики геодезического контроля за состоянием трубопроводов проложенных на шельфе", Автореферат, М.1988 г.

37. Жданов Р. А. "Исследование колебаний подводных трубопроводов",Автореферат, Уфа, 1976 г. 65- Забела К. А. "Ликвидация аварий и ремонт подводных трубопроводов", М-: Недра, 1986 г.

38. Крупкин Б. Н. Подводные трубопроводы с утяжеляющим покрытиями", М.: НИПИЭСУ-нефтегазстрой, 1976 г.

39. Руководство по методам расчета подводных трубопроводов при погружении на большие глубины, М.: ВНИИСТ, 1978 г.

40. Гидравлические условия работы подводных трубопроводов, Сборник статей, М.: 1969 г.

41. Проблемы геоморфологии, литологии и литодинамики шельфа. М-: Наука 1982 г.

42. Мазур И. И. "Экология строительства объектов нефтяной и газовой промышлености", М-: Недра, 1991 г.

43. Строение шельфа морей СССР как основа оценки инженерно" геологических условий' Рига: труды ВНИПИМоргео, 1984 г.

44. Современные процессы осадконакопления на шельфах мирового океана, Сборник ст. института океанологии АН СССР, М- Наука, 1990 г.