USD 73.9968

0

EUR 89.6249

0

BRENT 68.83

0

AИ-92 45.34

0

AИ-95 49.09

+0.01

AИ-98 55.06

+0.02

ДТ 49.36

+0.01

20 мин
536
0

Эксплуатационная надежность морских трубопроводов в транзитной зоне арктического шельфа

В российской Арктике сосредоточено до 70% ресурсов углеводородов шельфа России. При транспортировке добытых углеводородов трубопроводным транспортом необходимо обеспечить его надежность в процессе длительной эксплуатации с учетом особых природно-климатических, гидрологических и геокриологических условий работы. Какие решения предлагают российские ученые?

Эксплуатационная надежность морских трубопроводов в транзитной зоне арктического шельфа

К морским трубопроводам, как транспортным системам повышенной ответственности, с точки зрения обеспечения безопасности и надежности основные требования заключаются в сохранении герметичности и конструктивной целостности в течение всего срока их эксплуатации. Основными факторами, влияющими на эксплуатационную надежность морских трубопроводов, являются тепловое и силовое взаимодействие труб с окружающей средой (грунтами и морской водой). Наиболее сложное взаимодействие наблюдается в транзитных зонах (районах береговых примыканий) [1], а наименьшая устойчивость трубопроводов наблюдается при донных грунтах, сложенных рыхлыми субаквальными многолетнемерзлыми породами (СММП).

В донных грунтах на относительно небольших глубинах достаточно широко распространены мерзлые грунты. По данным [2] для дна морей Лаптевых и Восточно-Сибирского характерно существование сплошной зоны СММП, которая распространена вдоль материкового побережья приблизительно до 10-метровой изобаты. На основе данных зондировочного бурения в рамках проекта «Laptev Sea System» в апреле 2003 г. [3] (рис. 1) построена модель эволюции субаквальной криолитозоны в прибрежной зоне арктических морей: верхняя граница субаквальных мерзлых пород на расстояниях 0,4-1,3 км от береговой линии залегает на глубинах от 2 м от уровня моря. На удалении от берега более 1,3 км кровля мерзлых пород испытывает резкий изгиб и на расстоянии 1,4 км зафиксирована на глубине 32 м


1 – морской лед; 2 – морская вода; 3 – гравий, дресва; 4 – песок; 5 – алеврит; 6 – глина; 7 – аргиллит, песчаник, алевролит; 8 – гранит; 9 – растительные остатки; 10 – зафиксированная кровля СММП; 11 – теоретическая кровля СММП; 12 – соленость придонной морской волы; 13 – температура придонной морской воды; 14 – буровая скважина.

РИС. 1. Строение СММП в прибрежно-шельфовой зоне к северо-востоку от острова Большой Ляховский

Материалы экспедиций на борту ледокола «POLARSTERN» 1993, 1995, 1998 гг. с использованием сейсмоакустической аппаратуры (профилографа) «PARASOUND», буровые работы, проведенные экспедицией TRANSDRIFT VIII 2000 г., и лабораторные исследования скважин в сочетании с сейсмоакустическим профилированием подтвердили наличие резкой отражающей границы (на глубине от 0,5 до 15-20 м от дна) [4], которая идентифицируется как кровля яруса мерзлых пород (рис. 2). В северо-восточной части континентального шельфа западнее о-ва Котельного при глубинах моря около 40 м были вскрыты льдистые и льдосодержащие породы на глубине от дна 8-10 м [4]. Подошва мерзлых пород не была достигнута.


РИС. 2. Вид разреза, выделенный по сейсмоакустическим материалам, 1998 г.

Распространение массивов СММП в охлажденных толщах является одной из важнейших природных особенностей прибрежной шельфовой зоны Карского моря (рис. 3) [5]: в прибрежной зоне криогенные толщи распространены практически повсеместно. Мощность  СММП в условиях мелководья на участках берегового примыкания составляет от 1-2 м до 5-10 м.


1 – охлажденные толщи; 2 – охлажденные толщи с массивами мерзлых пород; 3 – реликтовые континентально-погруженные мерзлые породы; 4 – реликтовые континентально-абразионные мерзлые породы; 5 – современные мерзлые породы; 6 – мерзлые толщи суши.

РИС. 3. Строение верхнего горизонта мерзлых толщв прибрежной зоне шельфа Карского моря

При наличии мерзлых придонных грунтов вследствие их промерзания и оттаивания возникают дополнительные нагрузки на трубопровод в виде растягивающих и сжимающих сил и изгибающих моментов. Это вызывает повышенные напряжения на отдельных участках, тем самым создавая предпосылки к возможным аварийным ситуациям. Следует отметить, что при проектировании морских трубопроводов должным образом учитываются постоянные воздействия трубопровода на грунт, но в меньшей степени – переменные составляющие. К таким переменным воздействиям на морские трубопроводы относятся процессы промерзания и оттаивания донных грунтов, а также изменения температуры трубопроводов. Тепловые режимы транспортировки перекачиваемого продукта оказывают влияние на напряженно-деформированное состояние (НДС) трубопровода, его конструктивные решения и сохранность окружающей среды.

Указанные процессы могут изменить планово-высотное положение морского трубопровода. В свою очередь, возникающие при этом дополнительные продольные напряжения могут вызывать перестройку НДС стенки трубопровода с уменьшением его эксплуатационной надежности и долговечности.

Оценка влияния просадки грунта при оттаивании и при морозном пучении на безопасную эксплуатацию трубопровода является сложной комплексной задачей, т.к. характер этих процессов изменяется во времени и в пространстве. Для оценки их влияния на НДС трубопровода необходима полная  информация об эксплуатационных нагрузках и внешних воздействиях на трубопровод. Расчет НДС трубопровода, эксплуатирующегося на участках с просадкой грунта при морозном пучении, должен учитывать: неоднородность грунта по длине трубопровода; реальное его планово-высотное положение; полную информацию об эксплуатационных нагрузках и внешних воздействиях на трубопровод, возможность изменения и перераспределения нагрузки на трубопровод в зависимости от деформации самого трубопровода и грунта, а также ряд других причин.

Расчетные схемы для оценки напряженно-деформированного состояния трубопровода приведены ниже: в зоне просадки грунта (рис. 4) и в зоне морозного пучения (рис. 5).


q1(x;t) – усредненная распределенная нагрузка, действующая на трубопровод вниз; q2(x; t) – усредненная распределенная нагрузка, действующая на трубопровод вверх (учетом симметрии нагрузки q1(x; t) и q2(x; t) показаны в левой части рисунка); W(x; t) – прогиб морского трубопровода в сечении х в момент времени t; Но – начальное расстояние от оси трубопровода до поверхности земли; 2L – длина рассматриваемой области залегания грунта.

РИС. 4. Схема силового взаимодействия морского трубопровода с грунтом в зоне его просадки


W(x) – изгиб морского трубопровода в сечении x; N – продольное сжимающее усилие; q – равномерно распределенная нагрузка, действующая на трубопровод сверху.

РИС. 5. Расчетная схема для оценки напряженно-деформированного состояния трубопровода в зоне морозного пучения грунта

Знание физико-механических свойств поверхностных слоев донных грунтов в транзитной зоне, определяемых совместным влиянием тепловых потоков морской воды и нижележащих слоев СММП, является важной составляющей для проведения анализа НДС морских трубопроводов для обеспечения их эксплуатационной надежности.

При оценке напряженного состояния действующих трубопроводов необходимо учитывать все нагрузки и воздействия, вызывающие изменения напряженного состояния металла труб. Одним из критериев оценки НДС стенки трубопровода являются эквивалентные напряжения sэкв, определяемые согласно [6], именно они позволяют оценить степень влияния грунтового фактора на устойчивость трубопровода, так как обязательно учитывают характер взаимодействия (т.е. силовое взаимодействие) трубопроводов с грунтом, т.е. все дополнительные нагрузки на трубопровод. При рассмотрении силового взаимодействия грунта с трубопроводом последний считается упруго-искривленным участком, при этом при определении кольцевых напряжений sкц участок считается прямолинейной тонкостенной оболочкой, а при нахождении дополнительных продольных напряжений Dsпр – брусом малой кривизны. В оболочке, которая может считаться тонкостенным кольцом, действует только растягивающая сила, вызывающая напряжение sкц, (изгибающий момент и поперечная сила равны нулю), брус или стержень малой кривизны считается нагруженным продольной силой и внешней нагрузкой. Изменение высотного положения трубопровода (изгиб) приводит к появлению дополнительных продольных напряжений Dsпр при неизменных кольцевых напряжениях sкц. Для решения дифференциального уравнения в частных производных четвертого порядка изогнутой оси трубопровода в нестационарном случае должны быть заданы граничные условия, которые могут быть определены условиями нулевых перемещений и нулевого изгибающего момента на границах области просадки. Решение уравнения находится разделением переменных в виде ряда Фурье. Большой практический интерес представляет собой вид предельной кривой трубопровода, соответствующий большому промежутку времени осадки (формально при t®¥).

Изгиб трубопровода для случая морозного пучения грунта описан синусоидой с одной полуволной: W(x)=hf∙sin(πx/L).Граничные условия, которые могут быть определены условиями нулевых дополнительных продольных напряжений Dsпр на границах изгиба: ∆σпр (0)=∆σпр (L)=0

Далее приведем результаты расчетов по оценке НДС морского трубопровода в зоне просадки грунта при оттаивании. Глубина укладки трубопровода по верхней образующей составляет 2,25 и 3 м. Для расчетов была принята наибольшая глубина ореола оттаивания для грунта с низкой несущей способностью: текучепластичные суглинки (удельный вес – 1,89 кН/м3). Были произведены расчеты при прочих равных условиях для двух перекачиваемых сред: нефти и газа для различных значений температуры на их поверхности и соответствующих им значений ореола оттаивания грунта под трубопроводами и различных значениях перекрывающего слоя грунта (расчет проводился для времени, максимально соответствующему реальному времени осадки). В таблице 2 приведены данные по расчету максимальных напряжений в стенке трубопровода.

ТАБЛИЦА 2. Максимальные механические напряжения в стенке трубопровода в наиболее опасном сечении с координатой х = 0

Темпе-

ратура

Т, 0С / К

Кольцевое напряжение sкц, МПа

Перекачиваемый продукт/

перекрывающий слой грунта, м

Продольное напряжение по верхней образующей

sпр, МПа

Эквивалентное напряжение по верхней образующей

sэкв, МПа

Продольное напряжение по нижней образующей

sпр, МПа

Эквивалентное напряжение по нижней образующей

sэкв, МПа

10 / 283

254,57

газ / 2,25

66,51

275,17

-37,366

228,69

нефть / 2,25

100,00

296,42

-70,86

222,15

газ / 3

138,28

323,27

-109,14

220,74

нефть / 3

171,77

339,03

-130,27

224,91

13 / 286

254,57

газ / 2,25

73,80

279,59

-44,66

226,86

нефть / 2,25

107,29

301,35

-78,15

221,37

газ / 3

145,57

328,64

-116,43

221,22

нефть / 3

179,06

344,60

-137,56

226,47

16 / 289

254,57

газ / 2,25

81,09

284,13

-51,95

225,26

нефть / 2,25

114,58

306,36

-85,44

220,83

газ / 3

152,86

334,08

-123,72

221,95

нефть / 3

186,35

350,23

-144,85

228,24

19 / 292

254,57

газ / 2,25

88,38

288,79

-59,24

223,87

нефть / 2,25

121,87

311,47

-92,73

220,53

газ / 3

160,15

339,59

-131,01

222,91

нефть / 3

193,64

355,93

-152,14

230,24

20 / 293

254,57

газ / 2,25

90,81

290,36

-61,67

223,46

нефть / 2,25

124,30

313,19

-95,16

220,49

газ / 3

162,58

341,44

-133,44

223,26

нефть / 3

196,074

357,84

-154,60

230,95

Согласно таблице 2 эквивалентное напряжение по нижней образующей σпрн для всех рассматриваемых трубопроводов меняется незначительно (в пределах от 220 до 231 МПа). В то время как то же напряжение для верхней образующей σпрв трубопроводов достигают уже более высоких значений (примерно 360 МПа). Состояние, как для газопровода, так и нефтепровода, при заданных температурах в их стенках не достигло критического уровня (90% предела текучести sт, который при расчете был принят равным 485 МПа, что соответствует стали по APIX70), равного 436,5 МПа. Но при увеличении температуры в стенках трубопроводов эквивалентное напряжение может значительно увеличиться и достигать опасного уровня: значение 436,5 МПа может быть достигнуто при температуре 610С.

Информация, полученная в результате оценки напряженного состояния морских трубопроводов при наличии по трассе СММП с возможным образованием зон просадки, позволяет определить участки с предаварийной ситуацией (в том числе до появления дефектов) и предпринять все необходимые меры для их устранения, повышая тем самым надежность трубопроводной системы. Просадка мерзлого грунта и, соответственно, отдельных участков трубопровода может привести к появлению недопустимых напряжений. При больших просадках мерзлого грунта возникают пластические деформации участков трубопровода.

Приведены результаты расчетов по оценке НДС морского трубопровода в зоне морозного пучения грунта. Расчеты проводились для тех же параметров трубопроводов, как и для оценки НДС морского трубопровода в зоне просадки грунта при оттаивании. Расчет производился для значений высоты бугра пучения и соответствующей этому длине изгиба. В таблице 3 приведены данные по расчету максимальных продольных, эквивалентных напряжений в стенке трубопровода, что соответствует сечению x=L/2, в зависимости от высоты бугра пучения. Положительные значения расчетных величин означают для напряжений от продольных усилий – растяжение, а отрицательные – сжатие.

ТАБЛИЦА 3. Максимальные механические напряжения в стенке трубопровода 

Перекры-вающий слой грунта, м

Высота бугра пучения, м

Перекачи-ваемый продукт

Кольцевое напряжение sкц, МПа

Продольное напряжение

по нижней образующей

sпр, МПа

Эквивалентное напряжение

по нижней образующей

sэкв, МПа

Продольное напряжение

по верхней образующей

sпр, МПа

Эквивалентное напряжение

по верхней образующей

sэкв, МПа

2,25

 

0,1

газ

254,57

-70,2888

233,279

51,0432

296,044

0,2

-95,3768

226,325

76,1313

313,345

0,3

-114,664

222,759

95,4188

327,332

0,4

-130,954

221,017

111,708

339,55

0,5

-145,252

220,471

126,027

350,563

0,6

-158,183

220,775

138,938

360,693

0,7

-170,131

221,727

150,885

370,221

0,8

-181,198

223,176

161,952

379,169

0,9

-191,581

225,023

172,336

387,663

1

-201,442

227,2030

182,196

395,814

2,25

 

0,1

нефть

254,57

-69,6376

233,444

50,3921

295,709

0,2

-94,6673

226,486

75,4218

312,841

0,3

-113,795

222,885

94,5494

326,69

0,4

-129,948

221,091

110,703

338,786

0,5

-144,1480

220,481

124,9030

349,69

0,6

-156,953

220,714

137,708

359,72

0,7

-168,801

221,589

149,555

369,153

0,8

-179,776

222,96

160,531

378,013

0,9

-190,074

224,726

170,829

386,425

1

-199,853

226,824

180,6070

394,495

3

 

0,1

газ

254,57

-69,3005

233,604

50,0549

295,386

0,2

-93,9821

226,644

74,7365

312,356

0,3

-112,955

223,01

93,7096

326,071

0,4

-128,977

221,165

109,732

338,049

0,5

-143,063

220,495

123,817

348,848

0,6

-155,765

220,661

136,52

358,782

0,7

-167,516

221,464

148,27

368,123

0,8

-178,403

222,759

159,158

376,899

0,9

-188,619

224,449

169,373

385,231

1

-198,318

226,468

179,073

393,223

3

0,1

нефть

254,57

-68,9381

233,724

49,6925

295,144

0,2

-93,4705

226,763

74,225

311,993

0,3

-112,328

223,105

93,0827

325,609

0,4

-125,728

221,447

106,483

337,593

0,5

-142,252

220,509

123,007

348,22

0,6

-154,879

220,626

135,633

358,083

0,7

-166,557

221,375

147,311

367,356

0,8

-177,379

222,615

158,133

376,068

0,9

-187,33

224,248

168,287

384,34

1

-197,173

226,209

177,927

392,275


Учитывая, что предел текучести стали, из которой изготовлены трубы, равен 485 МПа, соответствующий стали по API X70, можно сделать вывод о том, что поскольку увеличение эквивалентного напряжения по верхней образующей газопровода с 259,519 МПа до 395,814 МПа для перекрывающего слоя грунта 2,25 м является значимым, то влияние морозного пучения при указанных условиях является заметным, что может в конечном итоге сказаться на эксплуатационной надежности трубопровода.

Оценка точности инженерных методов выполняется с помощью относительной погрешности:



В таблице 4 приведены результаты расчетов эквивалентных напряжений для газопровода с перекрывающим слоем грунта – 2,25 м, полученные с использованием полученных авторами аналитических выражений и применением программы Ansys Mechanical 14.0.

ТАБЛИЦА 4. Сравнение решений по разным программам 

Высота бугра пучения, м

Значения эквивалентных напряжений, МПа

Относительная погрешность D (1)

с использованием аналитических выражений

с применением программы

Ansys Mechanical

0,3

327,332

294,85

0,099

0,4

339,55

318,84

0,061

0,5

350,563

320,44

0,086

0,6

360,693

361,21

0,001

0,7

370,221

379,79

0,026

0,8

379,169

406,61

0,042

0,9

387,663

414,31

0,069

1

395,814

430,79

0,101


Анализ результатов расчета эквивалентных напряжений с помощью аналитических выражений (таблица 4) показал, что относительная погрешность вычислений не превышает 10%, что является приемлемым значением для инженерных расчетов. Таким образом, для прибрежных зон арктического шельфа, при сложении их СММП, предложенные аналитические выражения для определения напряжений в стенке морского трубопровода позволяют с достаточной для инженерных расчетов точностью и с минимальными временными затратами оценить напряженное состояние трубопроводов на стадии предпроектных разработок.

Для обеспечения безопасности эксплуатируемых морских трубопроводов на участках с мерзлыми грунтами необходимо осуществлять:

1) контроль планово-высотного положения трубопровода с учетом природно-климатических условий и возможных грунтовых процессов;

2) оценку НДС трубопровода с учетом происходящих изменений;

3) оценку предельного (опасного) состояния трубопровода с учетом происходящих изменений, состояния дефектности, режима эксплуатации (рабочего давления, температуры, цикличности, защиты от коррозии);

4) стабилизацию планово-высотного положения оси трубопровода при дальнейшей эксплуатации.

Результаты выполненных исследований позволяют (на основе предпроектных инженерно-геологических изысканий) уже на стадии проектирования выделять опасные (с учетом «грунтового фактора») участки вдоль трассы трубопроводов и закладывать в проектных решениях как противопучинистые, так и противопросадочные мероприятия.

В зонах просадки трубопровода одним из вариантов стабилизации высотного положения следует считать увеличение термического сопротивления изоляции трубопровода, что позволяет уменьшить температуру на внешней поверхности изоляции (температура на поверхности должны быть не ниже минус 20С) и тем самым существенно увеличить несущую способность грунта с уменьшением скорости осадки. Такое увеличение термического сопротивления изоляции может быть достигнуто за счет применения теплоизолятора с низким значением теплопроводности.

Для уменьшения зоны оттаивания СММП могут применяться автоматически действующие охлаждающие установки, например, сезонные охлаждающие устройства (СОУ) (с жидкостным или парожидкостным хладоносителем), системы комплексной температурной стабилизации грунтов, для зон с возможным морозным пучением грунта – противопучинистые экраны с использованием грунта обратной засыпки [7].

Еще один способ обеспечения безопасности трубопроводов, проложенных на участках с СММП [8], заключается в стабилизации высотного положения эксплуатируемого трубопровода с помощью размещения под трубопроводом свайных опор (рис. 6):

  • отрывается поперечная траншея ниже нижней образующей трубопровода;

  • под телом трубы выбирается грунт подсыпки для размещения опорной плиты;

  • забиваются сваи на глубину, превышающую глубину оттаивания СММП;

  • на верхней части свайных опор под трубопроводом монтируется опорная плита, на которую укладывается трубопровод для ограничения вертикальных перемещений вниз и вверх;

  • производится обратная засыпка траншеи грунтом.


1 – грунт; 2 – траншея; 3 – трубопровод; 4 – опора; 5 – свая.

РИС. 6. Стабилизация высотного положения трубопровода

Устранение негативных последствий морозного пучения в активной зоне может быть достигнуто несколькими способами. Первый из них связан с механическим закреплением трубопровода в активной зоне с помощью свай, анкеров и т.д. Например, узколопастные сваи, которые не закачиваются в форме конуса, однако они снабжены заостренным или зазубренным концом с предварительным бурением лидерной скважины диаметром, равным диаметру ствола сваи. Наличие во внутренней полости винтовой части дополнительного элемента, необходимого для транспортировки осыпавшегося грунта во внутреннюю часть сваи, позволяет погружать сваю до дна пробуренной скважины, при этом отпадает необходимость бурения лидерной скважины на глубину больше проектной, что позволяет сократить сроки строительства. Сваи имеют максимальную несущую способность при минимальных размерах винтовой лопасти (конструкция анкера Ø 300); погружаются в мерзлые грунты без дополнительной осевой пригрузки и при минимальном крутящем моменте; двухступенчатая лопасть анкера позволяет сократить время на завинчивание. Кроме того, они имеют малую материалоемкость и просты в изготовлении.

К одним из способов организации противопучинистых мероприятий относится устройство противопучинистого экрана с использованием грунта обратной засыпки (рис. 7). Производится отрывка траншей (1, 2, 3) до глубины промерзания. Перед обратной засыпкой разуплотненный грунт перемешивается с непучинистым грунтом (желательно песком) с добавкой гидрофобных фракций. Подготовленный таким образом грунт засыпается только в траншеи 1, 2 и 3. Засыпка по верхней образующей над траншеями производится грунтом без всякой обработки. 


РИС. 7. Устройство противопучинистого экрана с использованием грунта обратной засыпки

Наличие противопучинистых траншей 1, 2, и 3 позволяет значительно уменьшить интенсивность сил морозного пучения и тем самым уменьшить значение изгибающих моментов. Система противопучинистых траншей 1, 2, 3 образует своего рода противопучинистый экран, действие которого заключается в уменьшении максимальной кривизны трубопровода, т.е. его профиль в активной зоне становится более пологим.

К сожалению, не существует однозначного набора мероприятий, которые могут гарантированно обезопасить эксплуатируемый трубопровод от деформаций и разрушений вследствие наличия СММП в зоне берегового примыкания. Поэтому при выборе мероприятий следует руководствоваться особенностями местных условий, применяемых материалов и конструкций, экономическим соображениям и т. д. Очевидно, что одновременное применение различных мероприятий в определенных сочетаниях позволит достичь главной цели – эффективной и безопасной работы трубопроводов в течение запланированного расчетного срока службы.


Литература

  1. Козлов С.А. Опасные для нефтегазопромысловых сооружений геологические и природно-техногенные процессы на Западно-Арктическом шельфе России [Электронный ресурс]. – Режим доступа : http://www.ogbus.ru/2005_1.shtml. – 10.02.05.

  2. Соловьев В.А. Криолитозона шельфа и этапы ее развития // Основные проблемы палеогеографии позднего кайнозоя Арктики. – М.: Недра, 1983. – С. 185-192.

  3. Григорьев М. Н. Криоморфогенез и литодинамика прибрежно-шельфовой зоны морей Восточной Сибири : дис. ... д-ра геогр. наук: 25.00.08. – Якутск, 2008. – 291 с.

  4. Романовский Н.Н. Распределение и мощность субмаринной мерзлоты на шельфе моря Лаптевых /Н.Н. Романовский, А. В. Гаврилов, А. Л. Холодов и др. // Криосфера Земли, 1997, т.1, № 3, С. 9-18.

  5. Геокриологические условия Харсавейского и Крузенштерновского газоконденсатных месторождений (полуостров Ямал) под ред. В.В. Баулина. – М.: Геос, 2003. – 200 с.

  6. ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования. – М.: Стандартинформ, 2012.

  7. Вааз С.Л. Сезонные охлаждающие устройства : обзорная информация / С. Л. Вааз, А. А. Усачев. – Москва : Газпром экспо, 2010. – 95 с.

  8. Заявка 2012135324/06 РФ, МПК F 16 L 1/028. Способ обеспечения безопасности трубопроводов на участках многолетнемерзлых грунтов / А. Г. Гумеров, Р. Х. Идрисов, Я. Р. Идрисова, С. П. Сущев, В. И. Ларионов (Россия). – № 2012135324/06; Заявлено 16.08.2012; Опубл. 27.02.2014. Бюл. № 6.


Keywords: transportation of petroleum, underwater pipelines, offshore, coastal areas abutting permafrost



Статья «Эксплуатационная надежность морских трубопроводов в транзитной зоне арктического шельфа» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№5, Май 2017)

Авторы:
Читайте также