Дипломы, курсовые, рефераты, контрольные...
Срочная помощь в учёбе

Теория и практика сооружения и ремонта морских подводных трубопроводов для транспорта нефти и газа в условиях шельфа СРВ

Диссертация: Теория и практика сооружения и ремонта морских подводных трубопроводов для транспорта нефти и газа в условиях шельфа СРВ
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Максимальная глубина для различных стадий укладки с трубоукладочной баржи трубопроводов, имеющих участки с положительной и отрицательной плавучестями, значительно превышает глубину укладки трубопроводов по способу свободного погружения и зависит от угла схода трубопровода с трубоукладочной линии баржи и от относительной плавучести т. Приведенные расчетные обоснования позволяют принять эффективные… Читать ещё >

Содержание

  • Введение--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------б
  • Глава 1. Общие сведения о строительстве и ремонте подводных морских газонефтепроводов на шельфе СРВ
    • 1. 1. Географическое положение морских месторождений нефти и газа и характеристика морских трубопроводов на шельфе СРВ.— g
    • 1. 2. Перспективы развития морских трубопроводов на шельфе СРВ
    • 1. 3. Гидрометеорологические условия
    • 1. 4. Специальная техника и оборудование для монтажа, укладки и ремонта морских трубопроводов
    • 1. 5. Способы строительства и ремонта морских трубопроводов
  • Глава 2. Основные факторы^ определяющие эксплуатационную надежность и надежность процесса строительства и ремонта морских трубопроводов на шельфе СРВ
    • 2. 1. Анализ результатов обследований линейной части морских подводных трубопроводов
    • 2. 2. Анализ причин аварий морских поводных трубопроводов
    • 2. 3. Анализ результатов обследований и причин аварий стояков морских поводных трубопроводов
    • 2. 4. Анализ методов ремонта морских подводных трубопроводов и стояков
    • 2. 5. Оценка механической надежности морских трубопроводов
    • 2. 6. Выводы и постановка задач исследований
  • Глава 3. Обеспечение надежности процесса строительства морских подводных трубопроводов способом свободного погружения
    • 3. 1. Расчет напряженно-деформированного состояния начальной стадии укладки трубопровода
    • 3. 2. Влияния граничных условий в точке выхода трубопровода на свободную поверхность моря на его напряженно-деформированное состояние для начальной стадии укладки
    • 3. 3. Расчет укладки свободным погружением при закреплении нижнего конца трубопровода к диафрагме морской стационарной платформы
    • 3. 4. Расчет напряженно-деформированного состояния промежуточной стадии укладки трубопровода
    • 3. 5. Анализ влияния граничных условий в точке выхода трубопровода на свободную поверхность моря на его напряженно-деформированное состояние для промежуточной стадии укладки
    • 3. 6. Расчет напряженно-деформированного состояния конечной стадии укладки трубопровода

    3.7. Анализ напряженно-деформированного состояния различных стадий укладки трубопровода свободным погружениемлава4-Обеспечение надежности процесса строительства морских трубопроводов, укладываемых с трубоукладочной баржи и имеющих участки с положительной и отрицательной плавучестями

    4.1. Расчет напряженно-деформированного состояния начальной стадии укладки трубопровода

    4.2. Расчет промежуточной стадии укладки трубопровода с трубоукладочной баржи

    4.3. Расчет укладки трубопровода с трубоукладочной баржи при закреплении нижнего конца трубопровода к диафрагме морской стационарной платформы (МСП)------------------------------г—

    4.4. Расчет напряженно-деформированного состояния укладки морских трубопроводов с натяжением

    Глава 5. Расчетные обоснования напряженно-деформированного состояния укладки и подъема глубоководных морских 122 трубопроводов

    5.1. Дифференциальные уравнения, описывающие изгиб при укладке и подъеме глубоководных трубопроводов------------------—

    5.2. Расчет напряженно-деформированного состояния при подъеме глубоководного морского трубопровода вертикальной сосредоточенной силой, приложенной на его конце

    5.3. Расчет напряженно-деформированного состояния глубоководного морского трубопровода, укладываемого с натяжением по J-образной форме изгиба

    5.4. Расчет напряженно-деформированного состояния глубоководного морского трубопровода, укладываемого с трубоукладочного судна по S-образной форме изгиба

    Глава 6. Разработка технологии надводного ремонта морских трубопроводов

    6.1. Ремонт с подъемом без разрезки линейного участка трубопровода, оснащенного понтонами к борту трубоукладочного судна (ТУС)

    6.2. Расчет напряженно-деформированного состояния при подъеме ремонтируемого трубопровода к борту ТУС ---------------------------- -|

    6.3. Ремонт трубопровода с предварительной разрезкой его под водой и подъемом краном концов трубопровода к борту ТУС

    6.4. Технология ремонта концевых линейных участков трубопроводов

    6.5. Расчет напряженно-деформированного состояния при подъеме трубопровода на трубоукладочную линию ТУС

    Глава 7. Разработка технологии надводного ремонта стояков морских подводных трубопроводов

    7.1. Ремонт с подъемом поврежденного участка стояка в зоне переменного смачивания к опорному блоку МСП

    7.2. Расчетные обоснования напряженно-деформированного состояния трубопровода при подъеме стояка к опорному блоку

    МСП.

    7.3. Технология надводного ремонта стояков у борта ТУС

    7.4. Технология ремонта с подъемом двух и более стояков к опорному блоку МСП или борту ТУС------------------------------------— ^

Теория и практика сооружения и ремонта морских подводных трубопроводов для транспорта нефти и газа в условиях шельфа СРВ (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

С освоением морских нефтяных и газовых месторождений неразрывно связано сооружение внутрипромысловых и магистральных морских подводных трубопроводов. На шельфе юга СРВ уже построено свыше 700 км морских трубопроводов. В ближайшей перспективе на шельфе СРВ значительно возрастет протяженность вновь сооружаемых морских трубопроводов.

Особо важным фактором, влияющим на развитие морского трубопроводного транспорта, является решение Правительства СРВ о вводе в эксплуатацию морских месторождений «Лан Тай», «Лан До», «Ронг Дой», «Хай Тхань», «Бинга Кеква», «Block В» и «Изумруд» со строительством в 2005 — 2008 г. г. 130 км внутрипромысловых морских трубопроводов и морского магистрального газопровода протяженностью 300 км. Строительство морских трубопроводов на Южном шельфе СРВ может осуществляться различными способами в зависимости от конкретных условий.

Из-за сложных метеорологических и гидрологических условий укладка внутрипромысловых трубопроводов в основном выполняется с трубоукладочной баржи без применения стингера, а регулирование напряжений обеспечивается оснащением трубопровода понтонами и созданием его натяжения. Укладка магистральных морских трубопроводов выполняется с трубоукладочной баржи с применением стингера и усилия натяжения. Способ свободного погружения с транспортировкой длинномерных плетей трубопровода к месту укладки целесообразно использовать при небольшом волнении моря, а также при направлении течения, совпадающего с направлением трассы трубопровода.

В настоящее время актуальной для совместного предприятия «Вьетсовпетро» стала проблема ремонта с заменой поврежденных участков подводных трубопроводов и их стояков.

Анализ показывает, что существующие расчетные обоснования напряженно-деформированного состояния морских трубопроводов не охватывают всего многообразия вариантов и способов прокладки и ремонта подводных трубопроводов, применяемых на шельфе СРВ, что в ряде случаев не обеспечивает требуемый уровень надежности морских трубопроводов.

Поэтому, учитывая недостаточную изученность рассматриваемой проблемы, диссертация посвящена развитию теории и практики сооружения и ремонта подводных трубопроводов для транспорта нефти и газа в условиях морского шельфа СРВ.

В первой главе приведены общие сведения о строительстве и ремонте подводных морских газонефтепроводов на шельфе СРВ.

Во второй главе дан анализ основных факторов, определяющих эксплуатационную надежность и надежность процесса строительства и ремонта морских подводных нефтегазопроводов на шельфе СРВ и постановка задач исследований.

В третьей и четвертой главах рассмотрены вопросы обеспечения надежности процесса строительства морских подводных нефтегазопроводов, укладываемых способом свободного погружения и с трубоукладочной баржи.

В пятой главе приведены расчетные обоснования напряженно-деформированного состояния укладки и подъема глубоководных морских трубопроводов.

В шестой и седьмой главах разработаны технологии и расчетные обоснования надводных способов ремонта морских подводных трубопроводов и их стояков.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ.

1. На основании результатов обследований установлены основные факторы, определяющие эксплуатационную надежность и надежность процесса строительства и ремонта морских трубопроводов на шельфе СРВ. Основными причинами предаварийных состояний морских трубопроводов являются: значительные напряжения от изгиба, превышающие допустимые, возникающие в строительный период при подъеме и укладке трубопроводовповреждения трубопроводов якорями трубоукладочных, краново-монтажных и транспортно-буксирных судов, выполняющих строительно-монтажные работы в непосредственной близости от трубопроводовкоррозионное повреждение стояков в зоне переменного смачиванияпотеря продольной устойчивости трубопроводов, транспортирующих горячую нефть после пуска их в эксплуатациюмногочисленные пересечения трубопроводов и прокладка их без заглубления в грунтколебания стояков и провисающих участков трубопровода от воздействия волн и течений.

2. Для повышения надежности строительства морских трубопроводов разработаны модели и методы расчета напряженно-деформированного состояния различных стадий укладки подводных трубопроводов способом свободного погружения и с трубоукладочной баржи, которые позволяют выявить ряд новых закономерностей и принять эффективные решения при проектировании и сооружении морских трубопроводов. Наиболее опасной с точки зрения напряженно-деформированного состояния является стадия укладки трубопровода свободным погружением, когда конец трубопровода присоединен к диафрагме МСП. Этой стадии соответствует минимальная глубина укладки, значительного увеличения глубины укладки можно достичь уменьшением m < 0.1 и увеличением т>0.55. Из трех остальных стадий (начальная, промежуточная и конечная) минимальная глубина укладки при m < 0.5 соответствует конечной стадии и при m > 0.5 — начальной стадии. Максимальная глубина укладки трубопровода соответствует: при m < 0.55 — начальной стадии, при 0,67 > m >0.35 — промежуточной стадии и при m >0,67 — конечной стадии. Значительного увеличения глубины для начальной стадии укладки трубопровода можно достичь при уменьшении m < 0.5 и увеличении m >0.85.

3. Выполненный анализ влияния граничных условий в точке выхода трубопровода на свободную поверхность на основные параметры промежуточной стадии укладки свободным погружением показывает, что широко применяемый на практике вариант с нулевыми граничными условиями для изгибающего момента и угла поворота дает завышенную глубину укладки трубопровода при m < 0.5 (21% при m = 0115) и занижает ее значение при увеличении m >0.5 (до76% при m = 0.87). Значительного увеличения глубины для промежуточной стадии укладки трубопровода можно достичь с уменьшением m < 0.05 и увеличением m > 0.9.

4. При укладке свободным погружением длина участка трубопровода с отрицательной плавучестью имеет наибольшее значение для промежуточной стадии при m < 0.85 и для конечной стадии при m > 0.85, а наименьшее значение — для начальной стадии при всех значениях т. При всех значениях т для начальной стадии погружения и при т< 0.5 для промежуточной стадии погружения граничные условия в точке выхода трубопровода на свободную поверхность не влияют на длину участка трубопровода с отрицательной плавучестью. Длина участка трубопровода с положительной плавучестью имеет наибольшее значение для начальной стадии при т< 0.13,для промежуточной стадии — при 0.77>т>0.13, для варианта, когда конец трубопровода присоединен к диафрагме МСП — при m <0.77. Наименьшая длина соответствует конечной стадии при всех значениях т.

5. Наибольшие напряжения при укладке трубопровода с трубоукдадочной баржи могут возникнуть в зависимости от собственного веса, изгибной жесткости, натяжения и глубины укладки трубопровода либо в провисающей вогнутой части трубопровода, либо на выпуклом участке в точке схода его с трубоукладочной линии баржи. Эффективным средством для уменьшения напряжений от изгиба в провисающей части трубопровода является его натяжение с помощью натяжного устройства трубоукладочной линии баржи, а ограничение максимальных напряжений на выпуклом участке достигается с применением стингера или оснащением трубопровода понтонами. Показано, что роль стингера трубоукладочной баржи может эффективно выполнять участок трубопровода с положительной плавучестью.

6. Максимальная глубина для различных стадий укладки с трубоукладочной баржи трубопроводов, имеющих участки с положительной и отрицательной плавучестями, значительно превышает глубину укладки трубопроводов по способу свободного погружения и зависит от угла схода трубопровода с трубоукладочной линии баржи и от относительной плавучести т. Приведенные расчетные обоснования позволяют принять эффективные технические решения по выбору необходимой длины участка трубопровода с положительной плавучестью и величине плавучести понтонов применительно к различным условиям укладки трубопровода с трубоукладочной баржи и свободным погружением, а также регулировать напряженное состояние трубопровода путем изменения величины его натяжения.

7. Впервые разработанные практические методы расчета напряженно-деформированного состояния от изгиба применительно к укладке и подъему морских глубоководных трубопроводов позволяют определять по универсальным зависимостям координаты упругой линии, углы наклона, напряжения от изгиба для различных глубин моря и различных параметров трубопроводов и оценивать надежность процесса их строительства и ремонта.

8. Разработаны технологии и расчетные обоснования надводного ремонта с разрезкой и без разрезки под водой поврежденного линейного участка трубопровода с подъемом его к борту трубоукладочного судна и технологии ремонта концевых линейных участков трубопроводов. Анализ производства ремонтных работ по этим технологиям в условиях месторождения Белый Тигр и Дракон показывает, что они могут быть эффективно применены и в других регионах. Эти методы не требуют применения специального дорогостоящего оборудования, отличаются простотой, относительно небольшими затратами времени на производство работ и их стоимостью.

9. Разработан новый метод ремонта стояка, заключающийся в оснащении прилегающего к стояку линейного участка трубопровода продувными понтонами расчетной грузоподъемности на заданном расстоянии от его конца, что исключает при подъеме удаление верхнего конца стояка от панели опорного блока МСП и позволяет выполнять ремонт стояка с заменой поврежденного участка в зоне переменного смачивания непосредственно на опорном блоке МСП с подъемом трубопровода на небольшую высоту (7. 10м) без возникновения в стояке и трубопроводе значительных напряжений от изгиба.

10. Для надводного ремонта стояков, имеющих повреждение, расположенное на значительном расстоянии от поверхности воды или вблизи дна моря, разработана технология ремонта у борта ТУС или плавкрана, позволяющая выполнять ремонтные работы при меньших напряжениях в стояке и в прилегающем к нему линейном участке трубопровода.

11. Разработана технология ремонта с подъемом к опорной панели МСП или борту ТУС двух и более стояков, что позволяет выполнять надводный ремонт при пересечении стояков на опорной панели МСП или пересечении прилегающего к ремонтируемому стояку линейного участка трубопровода сверху расположенными другими трубопроводами.

12. Разработанные технологии по укладке и ремонту морских трубопроводов и технологии надводного ремонта стояков у опорной панели МСП и у борта ТУС внедрены при строительстве и ремонте морских трубопроводов и стояков на месторождении Белый Тигр СП «Вьетсовпетро».

Показать весь текст

Список литературы

  1. В.Л., Бородавкин П. П., Захаров И. Я., Ясин Э. М. Вопросы проектирования монтажа и укладки подводных трубопроводов. М., ВНИИОЭНГ, 1974,73 с. с ил.
  2. В.Л., Ким Б. И. Проектирование и эксплуатация подводных трубопроводов за рубежом. М., изд. ВНИИОЭНГ, 1986.
  3. В.Л., Зоненко В. И., Ким Б. И. Методы укладки и обеспечения устойчивости глубоководных трубопроводов. М., изд. ВНИИЭгазпром, 1988.
  4. В.Л., Бородавкин П. П. Сооружение магистральных трубопроводов. М.,"Недра", 1977,407 с. с ил.
  5. П.П., Шадрин О. Б. Вопросы проектирования и капитального ремонта подводных переходов трубопроводов. М., ВНИИОЭНГ, 1971, 84 с. с ил.
  6. П.П., Березин В. Л., Шадрин О. Б. Подводные трубопроводы. М.,"Недра", 1980,416 с. с ил.
  7. Ю.А., ФедоровА.С., Васильев Г. Г. и др. Морские трубопроводы. М: 000"Недра Бизнесцентр", 2001. -131 с.: ил.-ISBN 5−8365−0073−8
  8. Г. В., Шадрин О. Б. Сезин А.И. Опыт и проблемы строительства морских трубопроводов. Журнал «Строительство трубопроводов», — 1988, No 7.
  9. Д.А., Ратлидж Д. Р. Расчет морских трубопроводов при их укладке на дно по методу цепей с учетом изгибания. М., «Мир», 1968, No 3, с. 107−115 с ил.
  10. К.А. Ликвидация аварий и ремонт подводных трубопроводов. -М.,"Недра", 1986.
  11. И.Зоненко В. И., Ким Б. И., Березин Л. В. Анализ отказов морских трубопроводов и мероприятия по повышению их надежности. М., изд. ВНИИЭГазпром, 1986.
  12. И.А. Вопросы проектирования и строительства морских трубопроводов. Баку, «Азернешр», 1970,300 с. с ил.
  13. К.Я., Камышев М. А. Строительство морских трубопроводов. М., «Недра», 1982.
  14. В.К. Теория висячих систем. Л.-М., Гостройиздат, 1962, 224 с. с ил.
  15. В.Ф. Теория свободного погружения трубопроводов и её применение в практике устройства подводных переходов. М., изд. МКХ РСФСР, 1959,35с. с ил.
  16. И.Е. Обеспечение работоспособности трубопроводов, эксплуатированных в водных средах. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора техн. наук. М., 2002,46 с.
  17. ЛевинС.И. Подводные трубопроводы. М.,"Недра" 1970,280с. с ил.
  18. В.А. Справочник по технике освоения шельфа. Л. Судостроение, 1983,288с.
  19. Л.В. Разработка методов расчета технологических параметров при укладке глубоководных трубопроводов. Автореферат диссертации на соискание ученой степени канд. техн. наук. М., 1995, 22 с.
  20. А.А. Определение параметров трубопроводов, свободно погружаемых в водоемы. Журнал «Строительство трубопроводов», 1976, No 3, с. 19−20 с ил.
  21. Палмер, Хатчинсон, Элле. Конфигурация подводного трубопровода в процессе укладки. «Конструирование и технология машиностроения». М.,"Мир", 1974. No 4, с. 9−17.
  22. Прочность. Устойчивость. Колебания. Справочник под редакцией И. А. Биргера и Я. Г. Пановко. М. «Машиностроение», 1968, т.3,568с. С ил.
  23. В.П., Атаров Н. М., Алексеева Е. Г., Белов М. А. Определение упругой податливости плавающей части трубопровода. Журнал «Строительство трубопроводов», 1976, No 4, с.23−25 с ил.
  24. С.П., Янг Д.Х., Уивер У. Колебания в инженерном деле.- М. «Машиностроение», 1985. — 472 с.
  25. Л.К., Шадрин О. Б. Расчет укладки морских трубопроводов с трубоукладочной баржи. Труды второго (1999) Европейского симпозиума по морской механике: Трубопроводы. Москва, Россия, 1999 г. с. 6−7.
  26. Л.К. Обустройство газо-нефтянных месторождений на период 1981—2001: Успехи, уроки и направления развития. Сборник докладов научной конференции СП «Вьетсовпетро», Вунгтау, ноябрь, 2001 г. с. 31−45.
  27. Л.К., Шадрин О. Б. Соединение концевых участков нефтепровода с подводным манифольдом. Сборник докладов научной конференции СП «Вьетсовпетро», Вунгтау, ноябрь, 2001 г. с. 223−225.
  28. Л.К., Шадрин О. Б. Оценка технического состояния морских трубопроводов по результатам обследования. Сборник докладов научной конференции СП «Вьетсовпетро», Вунгтау, ноябрь, 2001 г. с. 226−228.
  29. Л.К., Шадрин О. Б. Анализ способов ремонта подводных трубопроводов. Сборник докладов научной конференции СП «Вьетсовпетро», Вунгтау, ноябрь, 2001 г. с. 229−231.
  30. Л.К., Шадрин О. Б. Расчетные обоснования укладки морских трубопроводов с созданием натяжения. Сборник докладов научной конференции СП «Вьетсовпетро», Вунгтау, ноябрь, 2001 г. с. 232−234.
  31. Л.К., Шадрин О. Б. Укладка морских трубопроводов с трубоукладочной баржи с применением понтонов. Сборник докладов научной конференции СП «Вьетсовпетро», Вунгтау, Ноябрь, 2001 г. с. 235−240.
  32. Л.К. Надводный метод ремонта подводных трубопроводов. Тезисы докладов IV Конгресса нефтегазопромышленников России. Уфа, мая, 2003 г. с. 110−112.
  33. Л.К., Шадрин О. Б. Ремонт стояков морских подводных трубопроводов. Тезисы докладов IV Конгресса нефтегазопромышленников России. Уфа, мая, 2003 г. с. 123−124.
  34. Л.К. Разработка новых конструктивных решений, совершенствование технологии укладки морских нефтегазопроводов. Отчет о научно- следовательской работе НИПИморнефтегаз, СП «Вьетсовпет-ро», Вунгтау, 1993 г., 58 с.
  35. Л.К. Разработка рекомендации по совершенствованию техники и технологии строительства подводных трубопроводов и стояков. Отчет о научно — исследовательской работе НИОКР-V. НИПИморнефтегаз, СП «Вьетсовпетро», Вунгтау, 1999 г., 92 с.
  36. Л.К. Разработка технических решений по ремонту морских трубопроводов СП «Вьетсовпетро». Отчет о научно — исследовательской работе НИПИморнефтегаз, СП «Вьетсовпетро», Вунгтау, 2000 г. 86 с.
  37. Л.К. Разработка эффективных решений по сооружению морских трубопроводов на Вьетнамском шельфе. Диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук. М, 1998,131 с.
  38. В.И. Сопротивление материалов. — М., «Наука», ГИФМИ, 1979.-560 с.
  39. Холл, Хили. Теоретическое исследование регулируемой плавучести при укладке глубоководных морских трубопроводов. «Конструирование и технология машиностроения». М.,"Мир", 1975. № 1 с.265−273 с ил.
  40. О.Б. Развитие теории и практики строительства и эксплуатации подводных трубопроводов. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора техн.наук. М., 1979,32 с.
  41. О.Б., Тьен Л. К. Новая технология подъема подводного трубопровода со дна моря над водой. Сборник докладов научной конференции СП «Вьетсовпетро». Вунгтау, июль, 1996, с. 462−466.
  42. О.Б., Тьен Л. К. Прокладка подводных трубопроводов с одновременной отрывкой подводной траншей. Сборник докладов научной конференции СП «Вьетсовпетро». Вунгтау, июль, 1996, с. 467−471.
  43. О.Б., Тьен Л. К. Расчет напряженного деформируемого состояния при укладке подводных трубопроводов свободным погружением. Сборник докладов, научной конференции СП «Вьетсовпетро». Вунгтау, июль, 199б, с. 472−479.
  44. О.Б., Тьен Л. К. Укладка морских трубопроводов с трубоукладочной баржи. Сборник докладов научной конференции СП «Вьетсовпетро». Вунгтау, июль, 1996, с. 457−461.
  45. О.Б., Тьен Л. К., Гончаров Г. П. Новые технические решения при строительстве морских трубопроводов. Журнал «Нефтяное хозяйство», М., 1996, No 8, с. 82−84.
  46. О.Б., Тьен Л. К., Гончаров Г. П. Проблемы эксплуатации и ремонта морских трубопроводов. Журнал «Нефтяное хозяйство», М., 1996, No 8, с.77−81.
  47. О.Б., Тьен Л. К. Анализ напряженно-деформированного состояния различных стадий укладки морских трубопроводов свободным погружениям. Тезисы докладов конгресса нефтегазопромышленников России. Уфа, апрель, 1998 г. с.17−18.
  48. О.Б., Тьен Л. К. Расчет напряженно-деформированного состояния при укладке морских трубопроводов с трубоукладочной баржи. Тезисы докладов конгресса нефтегазопромышленников России. Уфа, апрель, 1998 г. с.19−20.
  49. Bynum Douglas, Rapp Ira H. Combined loads affect marine pipeline pipe-laying. «Oil and gas J.» 1975, 73, No 11, p. 136−139, 142.
  50. Bynum Douglas, Rapp Ira H. Here’s how wind wave direction affect subsea pipe-laying. «Oil and gas J.» 1975, 73, No 12, p. 78−80, 85.
  51. Bynum Douglas, Rapp Ira H. Subsea pipe-lay problems are computer -simulated. «Oil and gas J.» 1975, 73, No 5, p. 69−73.
  52. Bynum Douglas, Rapp Ira H. Vessel motions and pipe-lay stress. «Oil and gas J.» 1975, 73, No 15, p. 73−76.
  53. Clauss G., Krupa C., Wolf E., Stamm K. Parameterstudie uber das Verlegen von Pipelines in grosseren Meerestiefen. «Interocean 76.3. Lnt.Kongr. und Ausstell.» Meeresteclm. und Meeresforsch., Dusseldorf, 1976. Bd 1, s.a., p.749−761.
  54. Code of practice for Pipelines. Part 3. Pipelines subsea: design, construction and installation. British Standard BS 8010: Part 3, 1993, 78 p.
  55. Design, Construction, Operation, and Maintenance of Offshore Hydrocarbon Pipelines. API Recommended Practice 1111. American Petroleum Institute, 1993,21 p.
  56. Laying, repairing deepwater gulf lines challinges operators/True R./ «Oil and gas J.» 1989 — 87, No 50, p. 56−61, — Engl.
  57. Mousseli A.H. Offshore pipeline design, analysis, and methods. Penn Well Publishing Company. Tulsa, Oklahoma, 1981, p. 193.
  58. Offshore pipeline engineering course. Kuala Lumpur. Hilton International. 24−27 March. 1997.
  59. Powers 1. Т/ Finn L.D. Stress analysis of offshore pipelines during installation. Offshore Technology Conference, May 18−21, 1969, Houston, Texas, Paper No. ОТСЮ71.
  60. Reifel Micael D. Laying stresses calculated for deepwater pipeline. «Oil and gas J.» 1974, 72, No 49, p.77−81.
  61. Review Petrovietnam. Vol.1, 2003, p. 43−47
  62. Offshore standard OS-FIOI. Submarine pipeline systems. Det Norske Veritas, Oslo 2000, p. 204.
  63. Sadrin O.B., Lam Quang Chien. Calculation of Stress-Deformation condition while laying underwater pipelines by gravity submergence. Report of the fourth national conference on Marine Science and Technology, November 12−13, 1998, Hanoi, p.333−338.
  64. Sadrin O.B., Lam Quang Chien. New method of subsea pipeline lifting from seabed to sea surface. Report of the fourth national conference on Marine Science and Technology, Hanoi, November, 1998, p.89−90.
  65. Wilkins J.R. Offshore pipeline Stress Analysis. Second Annual Offshore Technology Coference. Houston, Texas, Paper OTC. 1227, 1970.
  66. CONG НОЛ XA HOI CHU NGHIA Vl? l NAM Doc lap Tu do — Hanh phuc1. СРВ1. N/Р/1. Vung Таи.<1.1.200.A1. СПРАВКА
  67. ЦТП-2 -=- БК-3, D = 325 мм, L = 3,03км- ЦТП-2 -г БК-4, D = 325 мм, L = 2,7 км-
  68. ЦТП-2 -г- БК-5, D = 325 мм, L = 1,95 км-1.TSOVPETRO
  69. D5 Le Lcri, Vung Таи 3l: 84.64 839 871 slex: 641 045 VSP — VT Х: 84−64−839 857газопроводы: МСП-10 -г- МСП-5, D = 325 мм, L = 2,79 км-
  70. МСП-10 * МСП-9, D = 325 мм, L = 2,55 км-
  71. ЦТП-2 4- МСП-1, D = 426 мм, L = 2 км- МСП-4 МСП-1, D = 325 мм, L = 7,5 км- МСП-4 * МСП-3, D = 219 мм, L = 1 км-
  72. Внедрение результатов исследований позволило повысить надежность сооружаемых морских трубопроводов, увеличить производительность укладки и уменьшить затраты.1. Нгуен Тхук Кханг
Заполнить форму текущей работой

Заказал и сдал!