ГлавнаяОптимизацияОптимизация трубопровода

Оптимизация трубопровода, есть ли смысл делать это? Оптимизация трубопровода


c++ - Оптимизация трубопровода, есть ли смысл делать это?

Всегда есть вещи, которые "помогают" против "препятствовать" выполнению в конвейере, но для большинства кодов общего назначения, которые не являются узкоспециализированными, я ожидал бы, что производительность от скомпилированного кода примерно такая же, как и лучшее, что вы можете получить без особо специализированного кода для каждой модели процессора. Если у вас есть управляемая система, где все ваши компьютеры используют одну и ту же модель (или небольшое количество аналогичных процессоров), и вы знаете, что 99% времени тратится на эту конкретную функцию, тогда может быть полезно оптимизируя эту функцию для повышения эффективности.

В вашем случае, это HPC, вполне может быть полезно отменить некоторые из низкоуровневого кода (например, матричное умножение), который будет оптимизирован для процессора, на котором вы работаете. Однако это требует некоторого разумного понимания процессора, поэтому вам нужно изучить руководства по оптимизации для этой модели процессора, а если можно, поговорите с людьми, которые раньше работали над этим процессором.

Некоторые из вещей, которые вы смотрите, это "зарегистрироваться для регистрации зависимостей" - где вам нужен результат c = a + b для вычисления x = c + d - поэтому вы пытаетесь отделить их от другой полезной работы, вычисление x не поддается вычислению c = a + b.

Кэш-предварительная выборка и, как правило, забота о том, как используются кеши, также полезная вещь - не пинать полезные кэшированные данные, чтобы вам понадобилось 100 инструкций позже, когда вы храните полученный массив 1 МБ, который больше не будет использоваться для несколько секунд могут стоить много процессорного времени.

Это сложно (er) контролировать эти вещи, когда компиляторы решают перетасовать его в своей собственной оптимизации, поэтому рукописный ассемблер - это в значительной степени единственный способ пойти.

qaru.site

Выбор оптимальных параметров трубопровода - Пути российской нефти

 Энциклопедия технологий

Когда технико-экономическое обоснование строительства той или иной трубопроводной системы выполнено, и решение о ее сооружении принято, нужно решить: какими должны быть оптимальные параметры проектируемой системы? Иными словами, требуется ответить на вопросы: сколько параллельных трубопроводов — «ниток» — нужно проложить от начального до конечного пункта системы; каким должен быть диаметр или диаметры отдельных трубопроводов; сколько нефтеперекачивающих станций нужно построить на трассе трубопровода; каким должно быть число резервуарных парков, и какой вместимостью они должны обладать? Наконец нужно ответить на вопрос: на какое давление следует проектировать данный трубопровод?

Обычно изначально в задании на проектирование говорится лишь о том, что трубопровод должен обладать соответствующей годовой производительностью, т. е. должен перекачать млн тонн в год нефти или нефтепродуктов из известного начального пункта А в известный конечный пункт Б, расположенный от начального пункта на расстоянии  км, а также, быть может, и в некоторые другие пункты, соединенные с основной магистралью отводами. Ответы на все эти вопросы дает так называемая оптимизация параметров трубопроводной системы. 

Дело в том, что добиться одной и той же цели — перекачать заданную массу нефти или нефтепродуктов из известного начального пункта А в известный конечный пункт Б — можно не одним, а многими различными способами. Например: можно соорудить трубопровод с диаметром 820 мм, рассчитанный на максимальное давление 75 атм (7,3 МПа) с десятью нефтеперекачивающими станциями, но в качестве альтернативы можно соорудить и трубопровод большего диаметра 1020 мм всего с восемью нефтеперекачивающими станциями; или нефтепровод с еще большим диаметром 1220 мм, но с шестью нефтеперекачивающими станциями, причем с меньшим максимальным давлением, например, 64 атм (6,2 МПа). 

С одной стороны, если трубопровод имеет небольшой диаметр — 820 мм, то, разумеется, стоимость линейной части такого трубопровода будет меньше, чем трубопроводов большего диаметра — 1020 мм или 1220 мм, но, с другой стороны, значительное число нефтеперекачивающих станций потребует более значительных капиталовложений в строительство и тем более в эксплуатацию этих объектов. Высокое давление требует использовать трубы с большей толщиной стенок, а значит, с большей металлоемкостью. Если же при этом выяснится, что одним увеличением толщины стенок нельзя обеспечить прочность трубопровода, то придется использовать более дорогие трубы, сделанные из более дорогих легированных сталей, а также более дорогое насосно-силовое оборудование, выдерживающее более высокие рабочие давления.

Если речь идет о нефтепродуктах, перекачиваемых по одному и тому же трубопроводу партиями последовательно друг за другом, то увеличение диаметра трубопровода приводит к необходимости увеличить объемы отдельных партий и, как следствие, к сооружению резервуарных парков большей вместимости. Поскольку такие парки — это весьма дорогостоящие сооружения, то потребуется резкое увеличение капитальных и эксплуатационных затрат, т. е. удорожание проекта. Вот почему в каждом конкретном случае требуется выбрать оптимальные параметры трубопроводной системы.

Выбор оптимальных параметров не чисто техническая, а всегда комплексная технико-экономическая задача. В этой задаче, как правило, рассматриваются все возможные варианты трубопроводной системы, обеспечивающие перекачку нефти или нефтепродукта в заданном количестве на заданное расстояние, и после расчета технических параметров каждого варианта делается оценка капитальных и эксплуатационных затрат на его реализацию. 

Оценку обеих составляющих затрат практически всегда выполняют по так называемым укрупненным экономическим показателям. Ведь стоимость сооружения 1 км трубопровода заданного диаметра включает не только стоимость самой трубы, но и стоимость строительно-монтажных работ, сооружение вдольтрассовых дорог, стоимость земли, отчуждаемой под трубопровод, изоляцию труб и т. п. Стоимость сооружения нефтеперекачивающих станций для трубопроводов различного диаметра и с различным давлением также включает множество самых различных факторов. Аналогично этому в стоимость 1000 куб. м резервуарной емкости входит не только стоимость строительства самих резервуаров, но и оборудования всего парка в целом (сооружения обвалований, соединительных трубопроводов — «обвязки» парка — очистных сооружений, пожарных депо и т. д.). Кроме того, эта, как говорят, удельная стоимость зависит от общей вместимости резервуарного парка, причем она будет тем ниже, чем больше общая вместимость парка.

Используемые для выбора оптимальных параметров укрупненные экономические показатели являются, как правило, результатом усреднения смет на одноименные объекты в конкретных проектах магистральных нефтепроводов, выполненных за многие годы проектной практики. 

discoverrussia.interfax.ru

Оптимизация сетевых моделей строительства линейной части трубопроводов

ОПТИМИЗАЦИЯ СЕТЕВЫХ МОДЕЛЕЙ СТРОИТЕЛЬСТВА ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ ТРУБОПРОВОДОВ  [c.62] Блок-схема нахождения рациональных темпов выполнения отдельных процессов и видов работ представлена в работе [10]. Одной из особенностей оптимизации сетевых моделей строительства линейной части трубопроводов является то, что интенсивность выполнения отдельных работ может быть постоянной величиной (Хц = 0).  [c.68]

Определение оптимальной интенсивности строительных процессов по сооружению линейной части нефтегазопроводов может осуществляться по методу, аналогичному предложенному в разделе 6. В качестве критерия оптимальности так же, как и при оптимизации сетевых моделей, может быть принят минимум затрат на передислокацию строительно-монтажных подразделений. По атому методу оптимизация матричной модели строительства линейной части трубопровода сводится к нахождению  [c.66]

Наиболее известным методом оптимизации сетевых моделей строительства линейной части магистральных трубопроводов является перемещение отдельных работ в пределах частных и общих резервов времени [4).. Учитывая, что организация движения отдельных частных потоков (процессов) по строительству линейной части связана минимальными технологическими разрывами,. этот метод оптимизации довольно ограничен и не позволяет использовать все преимущества системы сетевого планирования и управления (СПУ).  [c.62]

Формирование сетевых моделей для оптимизации строительства линейной части магистральных трубопроводов имеет следующие особенности  [c.59]

Как и при нахождении оптимального варианта сетевых моделей, оптимизация матричной модели строительства линейной части трубопровода в пределах ЛОСП сводится к нахождению такого. варианта организации линейных строительных процессов, который обеспечивает завершение строительства трубопровода в директивные оптимальные сроки Тр при минимуме затрат на передислока-щию строительно-монтажных подразделений.  [c.76]

economy-ru.info

оптимизация размеров трубопровода - это... Что такое оптимизация размеров трубопровода?

 оптимизация размеров трубопровода optimization of pipeline size

Большой англо-русский и русско-английский словарь. 2001.

Смотреть что такое "оптимизация размеров трубопровода" в других словарях:

dic.academic.ru

оптимизация размеров трубопровода - это... Что такое оптимизация размеров трубопровода?

 оптимизация размеров трубопровода

Тематики

EN

Справочник технического переводчика. – Интент. 2009-2013.

Смотреть что такое "оптимизация размеров трубопровода" в других словарях:

technical_translator_dictionary.academic.ru

оптимизация размеров трубопровода - это... Что такое оптимизация размеров трубопровода?

 оптимизация размеров трубопровода
  1. optimization of pipeline size

Русско-английский словарь нормативно-технической терминологии. academic.ru. 2015.

Смотреть что такое "оптимизация размеров трубопровода" в других словарях:

normative_ru_en.academic.ru

Оптимизация профиля заглубления трубопровода в замерзающих морях + "

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Астафьев, Сергей Владимирович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ВЛИЯНИЕ ЛЕДОВЫХ УСЛОВИЙ НА НАДЕЖНОСТЬ

ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ.

1.1. Проблемы трубопроводного транспорта в замерзающих морях.

1.2. Способы защиты подводных трубопроводов.

1.3. Нормативное регулирование величины заглубления подводных трубопроводов.

1.4. Обзор расчетных методов определения глубины внедрения торосов в грунт.

1.5. Факторы, влияющие на величину заглубления подводного трубопровода, и постановка задач исследований.

1.5.1. Воздействие торосов и стамух на заглубленный трубопровод.

1.5.2. Надежность подводного трубопровода и выбор его оптимальной величины заглубления.

1.5.3. Литодинамика подводного склона.

1.5.4. Постановка задач исследований.

ГЛАВА 2. ХАРАКТЕРИСТИКИ УСЛОВИЙ СЕВЕРОВОСТОЧНОГО ШЕЛЬФА О.САХАЛИНА, ВЛИЯЮЩИХ НА НАДЕЖНОСТЬ ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ.

2.1. Гидрометеорологический режим.

2.2. Ледовые условия.

2.3. Физико-механические характеристики ледяного покрова.

2.3.1. Температура.

2.3.2. Соленость.

2.3.3. Прочность.

2.4. Торосы.

2.4.1. Кинематические параметры.

2.4.2. Морфометрические параметры.

2.5. Стамухи.

2.5.1. Морфометрические параметры.

2.6. Внутренние параметры торосов и стамух.

2.7. Внедрение торосов и стамух в грунт. Остаточные борозды на дне от воздействия дрейфующих ледовых образований.

ГЛАВА 3. ВНЕДРЕНИЕ ТОРОСОВ И СТАМУХ В ГРУНТ.

3.1. Внедрение дрейфующего тороса в грунт.

3.1.1. Обоснование математической модели внедрения торосов в грунт.

3.1.2. Оценка числа пересечений бороздами трассы трубопровода.

3.2. Вертикальное внедрение стамухи в грунт.

3.2.1. Оценка давления стамух на грунт.

3.2.2. Оценка числа внедрений стамух над трассой трубопровода. 117 3.3 Предельные характеристики воздействия торосистых образований на морское дно.

3.3.1. Предельная глубина внедрения торосов в грунт.

3.3.2. Максимальное давление стамух.

3.3.3. Предельные движущие силы.

ГЛАВА 4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОЙ ВЕЛИЧИНЫ

ЗАГЛУБЛЕНИЯ ПОДВОДНОГО ТРУБОПРОВОДА.

4.1. Обоснование уровня надежности трубопровода.

4.2. Процедуры численного моделирования взаимодействия тороса с грунтом.

4.3. Параметры распределения глубин внедрения торосов в грунт.

4.4. Давление стамух на трубопровод.

4.5. Методика определения толщины стенки трубопровода из условий ледового пропахивания.

4.5.1. Толщина стенки из условия максимальных оболочечных изгибных напряжений.

4.5.2. Толщина стенки из условия максимальной допустимой овальности сечений трубопровода при пропуске внутритрубных устройств.

4.5.3. Толщина стенки из условия максимальных суммарных кольцевых напряжений при эксплуатации трубопровода.

4.6. Методика учета литодинамики подводного склона.

4.6.1. Учет рельефа дна при выборе трассы трубопровода.

4.7. Оптимизация профиля заглубления подводного трубопровода.

4.7.1. Методика.

4.7.2. Оптимизация профиля заглубления трубопровода на северо-восточном шельфе о.Сахалин.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Оптимизация профиля заглубления трубопровода в замерзающих морях"

В настоящее время перспективы развития нефтегазовой промышленности Российской Федерации связываются с освоением морских месторождений. Однако, преобладающая часть (около 85 %) углеводородных ресурсов нефти и газа сосредоточена на шельфах арктических и субарктических морей России.

Анализ техники и технологии добычи и транспорта нефти и газа с морских месторождений показывает, что успешное освоение шельфа практически невозможно без использования подводных трубопроводов. Морские трубопроводы обеспечивают сбор продукции скважин с подводно-устьевых комплексов на платформу, промысловый и межпромысловый транспорт углеводородов между платформами и берегом, перевалку нефти на танкеры или отгрузку продукции по магистральным трубопроводам потребителю. По объему капитальных вложений в морской добычной комплекс подводные трубопроводы занимают второе место после затрат на стационарные платформы.

Разработка методов и технологии сооружения указанных трубопроводов основывается на известных методах проектирования и строительства переходов через крупные реки и водохранилища. Однако существенные отличия, обусловленные природными условиями ледовитых морей, связываются с глубиной укладки, протяженностью трубопроводов, наличием дополнительных статических и динамических нагрузок от воздействия волн, течений и ледовых образований. Поэтому в условиях ледовитых морей техническая эксплуатация и ремонт трубопроводов методами, применяемыми в настоящее время, практически не осуществимы. Даже обычная операция по врезке катушки в морских условиях превращается в сложную и дорогостоящую инженерную проблему.

В России еще отсутствует опыт строительства подводных трубопроводов в замерзающих морях, зарубежный опыт строительства и эксплуатации также крайне ограничен. Наибольшую опасность для трубопроводов в ледовых морях представляют дрейфующие торосы и айсберги, которые достигают дна и внедряются в него, а также активные литодинамические процессы переформирования морского дна в прибойной зоне. Поэтому для морских трубопроводов приобретают исключительную важность и актуальность проблемы надежности и экологической безопасности. В мировой практике аварии на морских трубопроводах считаются экологической катастрофой, т.к. ущерб от загрязнения акватории может значительно превысить потери, связанные с изменением технологического режима добычи нефти и газа на морском нефтегазовом промысле. Причиной отказов морских трубопроводов является совокупное действие внутренних и внешних причин, в числе которых важную роль играют случайные процессы, оцениваемые вероятностными методами механики разрушения. В этой ситуации сохранение прочности морского трубопровода независимо от неуправляемых внешних воздействий является важнейшим фактором для обеспечения ресурса надежности и безаварийной работы трубопроводной системы.

Подводные трубопроводы классифицируются по глубине погружения, внутреннему давлению, внутреннему диаметру труб и виду транспортируемого продукта (например, ISO 13823 «Нефтегазовая промышленность. Транспортные трубопроводные системы»). Классификация учитывает также воздействие перекачиваемого продукта на окружающую среду, которое может быть катастрофическим, особо неблагоприятным, неблагоприятным и нейтральным. В зависимости от этих условий трубопроводы укладывают на дно моря без заглубления и с заглублением с грунтовой засыпкой.

В условиях возможных воздействий на трубопровод ледовых образований и литодинамических процессов наиболее надежным способом защиты подводных трубопроводов, предназначенных для транспорта нефти и газа, является заглубление. Однако, стоимость подводного трубопровода с учетом затрат на заглубление С аппроксимируется зависимостью:

С = axebh где h - величина заглубления трубопровода; а, b - параметры, зависящие от диаметра трубопровода и глубины моря; параметр а - это стоимость единицы длины трубопровода без заглубления.

Как видно из этой зависимости при применении метода заглубления проблема заключается в выборе величины заглубления: увеличение заглубления приводит к экспоненциальному росту затрат, а неоправданное уменьшение заглубления трубопровода приводит к снижению надежности подводных трубопроводов. Поэтому обоснование методики расчета силовых воздействий торосистых образований на донные грунты и, соответственно, определение ледовых нагрузок на подводные трубопроводы являются важным аспектом безопасного проектирования, обеспечивающих эксплуатационную надежность трубопроводов в условиях замерзающих морей.

Морские трубопроводы, проложенные с морских промыслов на берег, подвергаются также воздействию литодинамических процессов, происходящих на подводном береговом склоне, обусловленных совместным действием штормовых волн, развившихся в условиях глубокого моря, с обломочным материалом абразии берегов и подводного склона. Характер перемещения наносов играет существенную роль в формировании профиля подводного берегового склона и учета слоя переформирования наносов при определении глубины заложения подводных трубопроводов.

Целью диссертационной работы является научно-экспериментальное обоснование параметров профиля заглубления подводных нефтегазопроводов с учетом природных условий северовосточного шельфа о. Сахалин.

Поставленная цель потребовала решения следующих задач:

1. Исследование статистических закономерностей распространения торосов и стамух и их прочностных характеристик на северо-восточном шельфе о. Сахалин.

2. Анализ механизмов и разработка математической модели взаимодействия торосов и стамух с донным грунтом на основе натурных исследований и численных экспериментов.

3. Разработка методики определения толщины стенки трубопровода с учетом воздействия ледового пропахивания

4. Анализ литодинамических процессов подводного склона, воздействующих на трубопровод, при выборе трассы морских трубопроводов;

5. Разработка методики определения параметров оптимального профиля заглубления трубопровода при воздействии ледовых образований и литодинамических нагрузок.

Решение поставленных задач обеспечивалось:

• полевыми исследованиями торосов и стамух и режимными наблюдениями за элементами ледового режима на акваториях нефтегазовых месторождений;

• многолетними полевыми исследованиями литодинамики подводного склона;

• применением аппарата математической статистики и теории вероятностей для обработки массивов данных;

• проведением численных экспериментов на компьютерах;

• постановкой специального вида исследований, определяемых требованиями проектирования подводных трубопроводов.

Научная новизна диссертационной работы заключается в: экспериментальном обосновании прочностных характеристик торосистых образований в зависимости от их пористости; математическом моделировании процесса внедрения тороса в грунт и его воздействия на подводный трубопровод; впервые полученной количественной оценке величины давления стамух на дно и на заглубленный в грунт трубопровод; обосновании величины заглубления подводных трубопроводов на основе результатов определения толщины стенки трубопровода с учетом величины давления стамух на трубопровод и толщины литодинамически активного слоя подводного склона.

На защиту выносятся:

• имитационная модель внедрения торосов в грунт с учетом их прочностных характеристик;

• методика определения давления стамух на морское дно и трубопровод с учетом прочностных характеристик киля;

• методика определения толщины стенки трубопровода с учетом величины давления стамух на трубопровод.

• методика учета литодинамики подводного склона и получения статистических характеристик, описывающих литодинамические процессы;

• методика определения оптимального профиля заглубления подводных трубопроводов в замерзающих морях.

Практическая ценность работы заключается в обосновании величины заглубления подводных трубопроводов, обеспечивающей требуемую надежность эксплуатации при минимуме затрат на строительство.

Основные результаты работы были использованы при реализации проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2» на нефтегазовых месторождениях Чайво-море, Пильтун-Астохское и газоконденсатном месторождении Лунское.

Апробация работы. Основные результаты исследований докладывались и обсуждались на заседаниях Ученого Совета СахалинНИПИморнефть (Оха, 1997 - 2001), на международных конференциях и симпозиумах: "The International Offshore and Polar Engineering Conference (ISOPE) (Сиэтл, 2000), "Okhotsk Sea & Sea Ice" (Момбецу, 1998-2003), "The International Symposium on Ice (IAHR) (Гданьск, 2000), "Ice scour and Arctic marine pipelines Workshop", Mombetsu, 1998, 2000, "The International Workshop on Rational Evaluation of Ice Forces on Structures", Mombetsu, 1999.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 работ.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Астафьев, Сергей Владимирович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполненных исследований получены следующие результаты, имеющие характер новизны и представляющие практическую ценность при решении задач, связанных с оптимизацией профиля заглубления подводного трубопровода в замерзающих морях:

1. На основе сформированного банка экспериментальных данных получены аппроксимационные зависимости, устанавливающие взаимосвязь морфометрических параметров торосов (высота паруса, осадка киля, средний диаметр), ширины борозды и глубины внедрения стамух от размеров ледовых образований, а также определены статистические параметры по массам, скоростям и направлению дрейфа торосов и распределению плотности стамух на квадратный километр.

2. Разработана методика определения прочностных характеристик киля торосистых образований. Разработана математическая модель внедрения дрейфующего тороса в грунт с учетом прочностных характеристик киля.

3. Разработаны математические модели для определения математического ожидания числа пересечений трассы трубопровода и числа внедрений стамух над трубопроводом. Установлены величины давления стамух на дно в зависимости от глубины моря.

4. На основе теории тонкостенных упругих оболочек разработана методика определения толщины стенки трубопровода, учитывающая появление овальности и изгибных напряжений при воздействии стамух на трубопровод.

5. Разработана методика определения оптимального профиля заглубления подводного трубопровода, учитывающая воздействия ледовых образований и литодинамических процессов и обеспечивающая необходимую эксплуатационную надежность трубопроводной системы.

6. Выполненное определение оптимального профиля заглубления трубопровода с учетом ледовых воздействий и особенностей литодинамических процессов на Пильтун-Астохском месторождении позволило обосновать трассу подводного трубопровода таким образом, что затраты на его прокладку и заглубление были снижены на 5%.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Астафьев, Сергей Владимирович, Москва

1. Астафьев В.Н. Обеспечение эксплуатационной надежности подводных трубопроводов (на примере шельфа Охотского моря): Дисс. на соиск. уч. ст. к.т.н. - Уфа: УНИ, 1985. - 153 с.

2. Астафьев В.Н., Сурков Г.А., Трусков П.А. Торосы и стамухи Охотского моря (монография). Под редакцией д.г.н. В.В.Панова, "Прогресс-Погода", Санкт-Петербург, 1997. 197 е., ил.

3. Астафьев С.В, Проектирование подводных трубопроводов в условиях арктических морей (на примере шельфа Северного Сахалина) // Учеб. Пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. - 76 с.

4. Аугусти Г. и др. Вероятностные методы в строительном проектировании: Пер. с англ. / Г.Аугусти, А.Баратта, Ф.Кашиати. М.: Стройиздат, 1988. - 584 с.

5. Беккер А.Т. Разработка методов расчета вероятностных характеристик ледовых нагрузок для оценки надежности сооружения континентального шельфа. Диссертация на соискание ученой степени д.т.н. -Санкт-Петербург, 1998.

6. Беккер А.Т., Трусков П.А. Воздействие дрейфующих торосистых образований льда на морское дно // Материалы конференций и совещаний по гидротехнике. JL: Энергоатомиздат, 1989. - С. 98 - 103.

7. Бородавкин П.П. Подземные магистральные трубопроводы. М., Недра, 1982.

8. Бородавкин П.П. и Березин B.J1. Сооружение магистральных трубопроводов. М.: Изд. "Недра", 1977. - 407 С.

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

10. Бородачев В.Е., Таврило В.П., Казанский М.М. Словарь морских ледовых терминов. С-Петербург, Гидрометеоиздат, 1994. - 127 с.

11. Браун Дж. Упругость и прочность морского льда // В кн. "Лед и снег" под ред. У.Д.Кингери, М. "Мир", 1966, с.51-80.

12. Брат Дж.Б. Строительство прибрежного участка морского нефтепровода методом направленного бурения // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. М.: 1986. - № 3. - С. 78-81.

13. Бушуев A.B., Волков H.A., Лощилов B.C. Атлас ледовых образований. Ленинград, Гидрометеоиздат, 1974. 139 с.

14. Васильев М.В. и др. Буровой способ прокладки трубопроводов / М.В. Васильев, К .Я. Капустин, М.А. Камышев. М.: ВНИИОЭНГ, 1982. - 38 с. - (Обз. информ. Сер." Нефте-промысловое строительство"; Вып.З).

15. Временные методические указания по определению затрат на строительство и эксплуатацию объектов основного и вспомогательного назначения по добыче нефти и газа на шельфе о.Сахалин. МНП, ПО "Сахалинморнефтегаз", Сахалин-НИПИморнефть, 1988. 36 с.

16. Вяхирев Р.И., Никитин Б.А., Мирзоев Д.А. Обустройство и освоение морских нефтегазовых месторождений. М.: Изд. Академии горных книг, 1999, 373 с.

17. Гмурман В.Е. Руководство к решению задач по теории вероятностей и математической статистике. М.: Высшая школа, 1975. - 333 с.

18. Грищенко В.Д. О микрорельефе нижней поверхности морских дрейфующих льдов // Тр.ААНИИ, т.320, Л., 1976, с. 208-213.

19. Грудницкий Г.В. и др. Морской газопровод: практика, проблемы/ Г.В.Грудницкий, О.Б.Шадрин, А.Н.Сезин // Газовая промышленность. М., 1987. - № 2. - с.56-60.

20. Добыча нефти на морских месторождениях за рубежом. Обз. Инф. Сер.: Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1979, 63 с.

21. Зубов H.H. Льды Арктики. М., изд. Главсевморпуть, 1944, 360 с.

22. Калинко М.К., Рябухин Г.Е. Нефтяные и газовые месторождения морей и океанов. Сер.: Науки о Земле, М.: Знание, 1979, №8, 52 с.

23. Лобанов В.А. Справочник по технике освоения шельфа. Л.: Судостроение, 1983. - (Техника освоения шельфа). - 288 с.

24. Лонге-Хиггинс М.С. Механика прибойной зоны. Механика. М.: Мир, 1974, с. 84-103.

25. Международная символика для морских ледовых карт и номенклатура морских льдов. ААНИИ, Л.: Гидроиетеоиздат, 1984. 84 с.

26. Мирзоев Д.А. Гидротехнические сооружения для освоения нефтегазовых ресурсов мелководного шельфа замерзающих морей: Дис. д-ра тех.наук / ВНИПИморнефтегаз. М.: 1994.

27. Мирзоев Д.А., М.Н.Мансуров М.Н., Харионовский В.В., Черний В.П. и др. Специальные технические условия на проектирование, сооружение и эксплуатацию морских и сухопутных трубопроводов по проекту «Сахалин-1», часть 1. М., 2000, 130 стр.

28. Мирзоев Д.А., Комаров B.C., Мансуров М.Н., В.В. Харионовский В.В и др. Специальные технические условия на проектирование морских трубопроводов по проекту «САХАЛИН 2». М. 2001,

29. Москович Е.Ф. Перспективы и пути освоения нефтяных и газовых месторождений арктических акваторий США и Канады. М.: ВНИИЭгазпром, 1988. - 39 с. - (Обз.информ. Сер. "Геология и разведка месторождений на континентальном шельфе"; Вып.З).

30. Окороков В.Р. Надежность производственных систем. Л.: Изд. ЛГУ им. А.А.Жданова, 1972.- 167 с.

31. ОСТ 39.130-81. Нефтепровод магистральный. Система обеспечения надежности. Основные положения. Уфа, ВНИСПТнефть, 1981.

32. Отчет о НИР "Провести исследования нефтепромысловых систем обустройства для освоения месторождений дальневосточных морей и разработать рекомендации для проектирования"/ Оха: СахалинНИПИморнефть, 1987. T.I. - 109 с.

33. Отчет об экспедиции в Охотском море на ледоколе "Ермак" / Главморнефтегаз, 1982. 216 с.

34. Плынин В.В. Анализ частоты воздействия торосов на подводное устьевое оборудование скважин // Проблемы освоения нефтегазовых месторождений Дальнего Востока: Сб. ст. Владивосток, 1990. - с. 171-180.

35. Поломошнов A.M. Формирование стамух и воздействие их на морское дно в условиях шельфа северного Сахалина: Автореф. на соиск. учен, степени к.г.н. Владивосток: ТОЙ, - 1990. - 23 с.

36. Природные условия Байдарадской губы. Основные результаты исследований для строительства подводного перехода системы магистральных газопроводов Ямал-Центр (изд. 2-е, испр. и доп.). М.: ГЕОС, 1997.-432 с.

37. Р-426-81. Рекомендации по расчету конструктивной надежности линейной части магистральных трубопроводов при их сооружении. М.ВНИИСТ, 1983

38. Рывлин А .Я. Метод прогнозирования предела прочности ледяного покрова на изгиб // "Проблемы Арктики и Антарктики", 1974, вып.45.

39. Слевич С.Б. Шельф. Освоение и использование. JL: Гидрометеоиздат, 1977, 238 с.

40. СНиП 2.06.04-82*. Нагрузка и воздействия на гидротехнические сооружения (волновые, ледовые и от судов). Минстрой России. Строительные нормы и правила. Москва, 1995. 46 с.

41. СНиП 2.06.07-87. Подпорные стены, судоходные шлюзы, рыбопропускные и рыбозащитные сооружения. Госстрой СССР. Строительные нормы и правила. Москва, ЦИТП Госстроя СССР, 1995. 40 с.

42. Совершаев В.А. Значение ледового фактора для динамики береговой зоны моря. М.: Редкол. журн. "Вестник МГУ"; Сер."География". -№ 1777-76 Деп.

43. Справочник проектировщика. Расчетно теоретический. Том II, «Стройиздат», М.: 1973, - 415 е.

44. Судаков В.В. Контроль качества и надежности железобетонных конструкций JL, Стройиздат, 1980.

45. Сурков Г.А. Разработка проектных критериев выбора оптимального профиля заглубления подводных трубопроводов для проекта «Сахалин-2». Акционерное общество закрытого типа «Внедренческий научно-технический центр», 1998. 150 с.

46. Сурков Г.А., Трусков П.А. Метод учета ледовых воздействий при проектировании трубопроводов // Научн.-техн. информ. сб.: На уч.-произв. достижения нефт. пром-сти в новых условиях хозяйствования. М.: ВНИИОЭНГ, 1989. - Вып. 9. - с. 10 - 12.

47. Сухарев М.Г., Ставровский Е.Р. Резервирование систем магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1987. - 168 с.

48. Тартаковский Г.А. Строительная механика трубопровода. М.: Изд. "Недра", 1967.-312 С.

49. Трифонов А. Северное ожерелье России // Журнал "Нефть России", Москва, №10, октябрь, 1999.

50. Трусков П.А. Учет ледовых условий при проектировании нефтегазопромысловых сооружений: Дисс. на соиск. уч. ст. к.г.н. Д.: ААНИИ, - 1989.- 163 с.

51. Цытович H.A. Механика грунтов. Гос. изд. литер, по строительству, архитектуре и строительным материалам. М.: 1963. - 636 с.

52. Ченцов H.H. Статистические решающие правила и оптимальные выводы. М.: Наука, 1972. - 520 с.

53. Черний В.П. Оболочечное напряженно-деформированное состояние трубопровода при действии местной распределенной нагрузки. В кн.: Прочность и устойчивость трубопроводов.- М.: ВНИИСТ, 1991, с. 3-19..

54. Чиковский С.С. О расчете температуры морского льда на стандартных горизонтах наблюдения // Строение и физико-механические свойства льда.Труды ААНИИ, т.331. Гидрометеоиздат, Д.: 1976. - с. 185-188.

55. Чилингаров А.К., Кадачигов Г.А. Некоторые особенности морфологии нижней и верхней поверхности припайных льдов // Проблемы Арктики и Антарктики. Л., 1981. - Вып. 56. - с.46-50.

56. Шутов В.Е. и др. Сооружение подводных переходов методом направленного бурения / В.Е.Шутов, Л.В.Березин, В.И.Минаев.- М.: ВНИИКтехоргнефтестрой, 1986. 33 с. - (Обз.информ. Сер."Линейное трубопроводное строительство"; вып.З).

57. Abdeinour R. Model tests of multi-year pressure ridges moving onto conical structures // Proc. "IAHR -Symposium on ice problems", Quebec, 1981, 11, pp.728-754.

58. Abdeinour R., Lapp D., Haider S., Shinde S.B., Wright B. Model tests of sea bottom scouring // Proc. Of 6th Int. Conf. On Port and Ocean Eng. Under Arctic Conditions (POAC), Quebec City, 1981, V.2, pp.689-705.

59. API (American Petroleum Institute) 1982. Planning, Designing and Constructing Fixed Offshore Structures in Ice Environments. American Petroleum Institute Bulletin Bui 2N, Dallas, TX, USA.

60. API (American Petroleum Institute) 1988 2N (RP 2N). Recommended Practice for Planning, Designing and Constructing Fixed Offshore Structures in Ice Environments. American Petroleum Institute Bulletin Bui 2N, Dallas, TX, USA, 1988.-50 p.

61. API (American Petroleum Institute) 1994. Recommended Practice 2N -Planning, Designing and Constructing Structures and Pipelines for Arctic Conditions. API Production Dept., Dallas, TX, USA.

62. API (American Petroleum Institute) RP 2N (1995). Planning, designing, and constructing structures and pipelines for Arctic conditions. American Petroleum Institute, Production Department. Dallas, USA, 1995, 124 p.

63. Astafiev S.V., Surkov G.A. Estimation of the number of stamukhas interactions over pipeline routes // Proc. of the 18th Int. Symp. on "Okhotsk Sea and Sea Ice", Mombetsu, 2003.

64. Astafiev S.V., Surkov G.A., Polomoshnov A.M. Vertical pressure exerted by stamukhas to the ground // Proc. of the 18th Int. Symp. on "Okhotsk Sea and Sea Ice", Mombetsu, 2003.

65. Barnes, P.W., McDowell, D.M., and Reimnitz, E. (1978). Ice Gouging Characteristics: Their Changing Patterns From 1975-1977, Beaufort Sea, Alaska, United States Geological Survey Open-File Report 78-730, 42 p.

66. Bea R.G. Foundation for Arctic offshore structures // Marine. Techn. Soc. Journ. 1985. - V. 18. - № 1. - pp.22 - 30.

67. Beketsky S. Methods of ice ridge age definition // Proc. of the 13-th Int. Symp. on "Okhotsk Sea & Sea Ice", Mombetsu, 1998. pp.239 - 244.

68. Bekker A.T. To a problem of construction of sea pipelines in the freezing seas // "On Okhotsk Sea and sea ice and Ice scour and Arctic marine pipeline", Mombetsu, 2000. pp.239-249.

69. Beloshapkov A. and Marchenko A. Mathematical modeling of ice bottom scouring in Baydaratskaya Bay // Proc. Of the 14-th Int. Symp. On ice (IAHR), Potsdam, New York, USA, 1998. pp.345-350.

70. Blanchet D. Ice loads from first-year ice ridges and rubble fields // Canadian Journal of Civil Engineering, 1998, V.25, N.2. pp.206-219.

71. Butkovich T.R. "Strength Studies of Sea Ice", USA, Sipre, 1956, Res.Rep. №20, pp. 1-15.

72. Chari T.R. and Green H.P. Iceberg scour studies in medium dens sand // Proc. Of 6th Int. Conf. On Port and Ocean Eng. Under Arctic Conditions (POAC), Quebec City, 1981, V.2, pp.1012-1019.

73. Chari T.R. and Muthukzishnaiah K. Iceberg threat to ocean floor structures // Proc. Of Int. Symp. On Ice, Lulea, 1978, pp.421-435.

74. Croasdale K.R. Ice action on artificial islands and wide structures. West European Graduate Education Marine Technology. Helsinki University, 1983a, 47 P

75. Croasdale K.R. The present state and future development of Arctic offshore structures // Proc. of "The 7-th POAC Conference, VTT, Helsinki, 1983b.

76. Dikins J.E. Teensile and Flexure Properties of Saline Ice // Proc. of the Int. Symp. on Phys. of Ice, Munich, 1968, pp.9-14.

77. Eranti E., Lehmus Ela, Nortala-Hoikanen A. First year ice ridge characteristics and loads on offshore structures // Proc of ISOPE'92 Conference, San Francisco, 1992. Vol.11, pp.681-687.

78. Eranti Esa M. and Lee G.C. Cold region structure engineering. McGraw-Hill Book Company, 1986. 531 p.

79. Evers K.-U and Jochmann R. Determination of the topography of1.pressure ice ridges in the Laptev-Sea // Proc. of the 14 IAHR'98 Shen (ed.), Potsdam, 1998, V.l, pp.331-337.

80. Fader G.B., and King L.H. A Reconnaissance Study of the Surficial Geology of the Grand Banks of Newfoundland," Current Research, Part A, Geological Survey of Canada, 1981, Paper 81-IA, pp.45-56.

81. Fjeld S. et al. Pipeline construction in Arctic Seas / S.Fjeld, A.J.Babala, O.Devik // Proc. of the 7-th Int. Conf. on Port and Ocean Eng. under Arctic Conditions (POAC). Espoo, 1983. - V.l. - P. 255 -272.

82. Fjeld S. Reliability of offshore structures // 9-th Fnn. OTC, 1977.

83. Fjeld S. Risk analysis of offshore production and drilling platform // 10th Ann. OTC, 1978.

84. Gaskill H., Lewis C.F.M. On the spatial frequency of linear ice scours on the seabed // Cold Reg. Sci. and Techn. 1988. - № 15. - pp.107 - 130.

85. Grass J.D. Ice scour and ice ridging studies in lake Erie // Proc. of Int. Symp. on Ice. Hamburg, 1984. - V.2.- pp.33 - 43.

86. Green H.P. et al. Iceberg scouring and pipeline burial depth / H.P.Green, A.S.Reddy , T.R.Chari // Proc. of the 7-th Int. Conf. on Port and Ocean Eng. under Arctic Conditions (POAC). Espoo, 1983. - V.l. - pp.280 - 288.

87. Harris I.M., Jollymore P.G. Iceberg furrow marks on the Continental shelf northeast of Belle Isle, Newfoundland / Canadian Jornal of Earth Sciences. -1974. V.l 1.-№1.-pp.43 -52.

88. Hopkins M.A. and Hibler III W.D. Simulation of the ice ridging process // Proc. of the W.F.Weeks Sea Ice Symposium "Sea Ice Properties and Processes, Ed. by S.F.Ackley and F.Weeks, 1990, pp.152-156.

89. Hudson R.D. Observation on the extrusion of sea ice rubble // Proc. POAC'83, Espoo, Helsinki, V.l, pp.99-108.

90. Kapustiansky S., Shkhinek K., Kama T. A mathematical model of the ridge // Proc. IAHR'96, Beijing, 1996, V.l. pp.335-345.

91. Kiokai S., Yasunaga Y., Nishimaki H., Saeki H. Behavior of ridge ice at a time of ice scouring // "On Okhotsk Sea and sea ice and Ice scour and Arctic marine pipeline", Mombetsu, 2000, pp. 163-171.

92. Krankkala T. and Maattanen M. Methods for Determining Ice Forces Due to First- and Multi-Year Ridges // Proceedings IAHR Ice Symposium, Hamburg, Germany, 1984, V.IV, pp.263-287.

93. Lee G.C. and Eranti E. Cold region structural engineering. McGraw -Hill Book Company, 1986. - 530 p.

94. Lepparanta M. And Palosuo E. Use of ship's radar to observe two-dimensional ridging characteristics // Proc. of POAC Conf., Espoo, 1983, V.I, pp.138-147.

95. Lewis C.F.M. Bottom scour by sea ice in the southern Beaufort Sea.-Beaufort Sea Technical Report 23 (draft): Beaufort Sea Project, Victoria, B.C. -Department of fisheries and environment. 1977. 133 p.

96. Lewis I., Benedikt C.P. Iceberg on the Grand Banks: Oil and gas considerations // World Oil. 1981. - № 1. - pp.109 - 114.

97. Lewis C.F.M., and Blasco S.M. "Character and Distribution of Sea-Ice and Iceberg Scours," Proceedings, Workshop on Ice Scouring and the Design of Offshore Pipelines, Canada Oil and Gas Lands Administration, Calgary, Alberta, 1990, pp.57-101.

98. Lewis C.F.M. and Parrott D.R. Iceberg scouring rate studies, Grand Banks of Newfoundland // Current Res.: Part A: Paper 87-1A. Geol. Survey Canada. - 1987. - pp.823 - 833.

99. Lien R. Iceberg scouring on the Norwegian Continental shelf // Proc. of the 15-th Offshore Techn. Conf. (OTC). 1983. - V.3. - pp.41-48.

100. Lien R., Christophersen H.P. Iceberg scouring marks high North Sea areas // Offshore. 1988. - № 10. - pp.40 - 41.

101. Marcellus R.W., Palmer A.C. Shore crossing techniques for offshore pipeline in Arctic regions // Proc. of the 5-th Int. Conf. on Port and Ocean Eng. under Arctic Conditions (POAC). Trondheim, 1979. - V.3. - pp.201-215.

102. McCaslin J.C. Antarctic exploratory right under sticly // Oil and Gas Journ., 1976, №74, pp.93-96.

103. McGonigal D., Wright A.T. First-year pressure ridges in the Beaufort Sea//Proc. "Intermaritec", 1982, 82, pp.444-459.

104. Mellor M. Ship resistance in thick brash ice // Cold Region Science and Technology 3, 1980, 4, pp.305-321.

105. Michel B. Ice pressure on engineering structures. Corps of Engineers, U.S. Army Cold Regions Research and Engineering Laboratory, Hanover, New Hampshire, 1970.

106. Morrison T.B., Marcellus R.W. Comparison of Alaskan and Canadian Beaufort Sea ice scour data and methodologies // Proc. of the 8-th Int. Conf. on Port and Ocean Eng. under Arctic Conditions (POAC). Narssarssnag, 1985. -V.I.-pp.375 - 387.

107. Nasseri T. and Nessim M. Development of optimum technoeconomic decisions for Arctic offshore installation // Proc. of Int. Conf. on Technology for Polar Areas (POLAR TECH). Trondheim, 1988.- V.2. - pp.551 - 565.

108. Niedoroda A.W. Sea ice gouging // Handbook of Coastal and Ocean Engineering / Ed. by J.B.Herbich. 1991. - Ch.20. - pp.997 - 1048.

109. Noble P.A., Comfort G. Damage to an underwater pipeline by ice ridges // Proc. of Workshop on Sea Ice Ridging and Pile up. Alberta, 1980. - pp.43 - 47.

110. Parmerter R.R. and Coon M.D. Model of pressure ridge formation in sea ice // J. Geophys. Res., 1972, 77(33): pp.6565-6575.

111. Pelletier B.R., and Shearer J.M. Sea Bottom Scouring in the Beaufort Sea of the Arctic Ocean // Proceedings, 24th International Geological Congress, Montreal, Quebec, 1972, Section 8, pp.251-261.

112. Petroleum Engineer International. 1977. - V.49. - № 11.

113. Pilkington G.R., Marcellus R.W. Methods of determining pipeline trench depths in the Canadian Beaufort Sea // Proc. of the 6-th Int. Conf. on Port and Ocean Eng. under Arctic Conditions (POAC). Quebec City, 1981. - V.2. - pp.674 -687.

114. Polomoshnov A.M., Truskov P.A., Tambovsky V.S. Determination of design values for sea ice physico-mechanical properties // Proc. of the Second ISOPE Conf., San Francisco, 1992. pp.641 - 650.

115. Poplin J.P., Wang A.T. Mechanical properties of rafted annual sea ice // Cold Regions Science and Technology 23, 1994. pp.41-67.

116. Reidar L. Sea bed features in the Blaanga area, Weddell Sea, Antarctica // Proc. of the 6-th Int. Conf. on Port and Ocean Eng. under Arctic Conditions (POAC). Quebec City, 1981. - V.2. - pp.706 -716.

117. Reimnitz E. and Barnes P.W. Sea Ice as a Geologic Agent on the Beaufort Sea Shelf of Alaska // The Coast and Shelf of the Beaufort Sea, eds. J.C. Reed, and J.E. Safer, Arctic Institute of North America, Arlington, Virgina, 1974, pp.301-351.

118. Reimnitz E. et al. Geological evidence for 60 m deep pressure ridge keels in the Arctic Ocean / E.Reimnitz, P.W.Barnes, R.L.Phillips // Proc. of Int. Symp. on Ice. Hamburg, 1984. - V.2. - pp.189 - 206.

119. Runge K.H. Concrete structures for the Arctic offshore environment // J. Cement, 1983, V.2, pp.3-42.

120. Shoap D. et al. Risk analyses and burial requirements on. Dutch lines / D.Shoap, C.J.J.Hoon, L.J.Stehmann // Pipeline Industry. 1985. - V.63. - 1 5. - P. 75 - 78.

121. Surkov G.A. Internal structure of hummocked ice on the Sakhalin offshore // RAO'97 (Освоение шельфа Арктических морей России), С-Петербург, 1997,6, с.181.

122. Surkov G.A. Physico-Mechanical Parameters of the Ice Cover Offshore North Sakhalin // Proc. of the 15-th Int.Symp on "Okhotsk Sea & Sea Ice", Mombetsu, 2000a. pp. 179-187.

123. Surkov G.A. Strength parameters of one-years hummocks // Proc. of "On Okhotsk Sea and sea ice and Ice scour and Arctic marine pipeline", Mombetsu, 2000b. -pp.179-187.

124. Surkov G.A., Astafiev S.V., Polomoshnov A.M. Hummock porosity test // Proc. of the 12th Int. Symp. on "Okhotsk Sea & Sea Ice", Mombetsu, 1997. -pp.49 52.

125. Surkov G.A., Truskov P.A. Morphometric parameters of ice ridges in the Sea of Okhotsk // Proc. of the 18-th Int. Conf. On Offshore Mechanics and Arctic Engineering (OMAE'99), St.Jon's, Newfoundland, Canada, 1999b, N1128.

126. Surkov G.A., Zemliuk S.V., Astafiev S.V., Truskov P.A. Mechanical Parameters of the Okhotsk sea Ice Cover // The Proceedings of the 10th International Offshore and Polar Engineering Conference, Seattle, 2000. pp.679682.

127. Surkov G.A., Truskov P.A., Zemliuk S.V., Astafiev S.V., Polomoshnov A.M. Grounded hummock morphometry // Proc. of OMAE Conference, Rio de Janeiro, 2001, paper #OMAE 01-6006.

128. Surkov G.A., Zemlyuk S.V., Astafyev S.V., Polomoshnov A.M., and Truskov P.A. Salinity of ice offshore Northeastern Sakhalin // Proc. Of the 15-th Int. Symp. On ice (IAHR), Gdansk, 2000b. pp.59-62.

129. Timco G.W. and Frederking R.M.W. Compressive strength of sea ice sheets // Cold Regions Science and Technology, 1990, 17, pp.227-240.

130. Timco G. W., Burden R.P. An analysis of the shapes of sea ice ridges // Cold Regions Science and Technology, 1997, 25 , pp.65-77.

131. Timmermans W. J. Design of offshore pipeline for ice environments // Design for Ice Forces, State of Practice Report. New York: ASCE, 1983. - pp.69 -99.

132. Truskov P.A., Surkov G.A. Scour Depths Distribution on the Northern Sakhalin Offshore // Proc. of the First ISOPE Conf., Edinburgh, United Kingdom, 11-16 August, 1991, V.II, pp.467-470.

133. Truskov P.A., Astafiev V.N., Surkov G.A. Problems of choice of sea ice cover parameters design criteria // Proc. of the 7-th Int. Symp on "Okhotsk Sea & Sea Ice", Mombetsu, 1992a. pp.21-26.

134. Vaudrey K.D. Characterization of Offshore and Coastal Ice Conditions. Design for Ice forces, state of practice report // "ASCE", New York, 1983, pp. 316.

135. Wang A.T. Numerical simulations for rare ice gouge depths // Cold Regions Science Technology. 1990. - № 19. - pp.19 - 32.

136. Weeks W.F., Anderson D.L. "An experimental study of strength of young Sea Ice". Trans.Amer.Geoph.Un., 1958, Vol 39.№ 4, pp.641-647.

137. Weeks W.F. et al. Statistical aspect of ice gouging on the Alaskan shelf of the Beaufort Sea / W.F.Weeks, P.W.Barnes, D.Rearic, E.Reimnitz. Cold regions research and engineering laboratory (Report 83-21). - Hanover, 1983. - 155 P

138. Wheeler J.D.,Wang A.T. Sea ice gouge statistics // Proc. of the 8-th Int. Conf. on Port and Ocean Eng. under Arctic Conditions (POAC). Narssarssnag, 1985.-V.I.-pp.408-418.

139. ОТКРЫТОЕ АКиИОНЕРНОЕ ОБШЕСТВО1. САХАЛИНМОРНЕФТЕГАЗ1. JOINT STOCK COMPANY

140. Подробное наименование внедренного мероприятия: методики и программные комплексы для расчета нагрузки и воздействия торосов на подводные трубопроводы в замерзающих морях, а также для определения их оптимального профиля заглубления

141. Ул. Хабаровская, 17, г. Южно-Сахалинск, Сахалинская обл., Россия, 693010 тел.(4242) 72-14-90; факс (4242) 72-14-66, (095) 929-96-15pocc!:-íci:AM

earthpapers.net

Prostoy-Site | Все права защищены © 2018 | Карта сайта