CN103899839B - 一种利用发泡材料防治多年冻土区管体融沉的方法及装置 - Google Patents
一种利用发泡材料防治多年冻土区管体融沉的方法及装置 Download PDFInfo
- Publication number
- CN103899839B CN103899839B CN201210585124.1A CN201210585124A CN103899839B CN 103899839 B CN103899839 B CN 103899839B CN 201210585124 A CN201210585124 A CN 201210585124A CN 103899839 B CN103899839 B CN 103899839B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- pipeline
- foam material
- pipe
- aluminum alloy
- buoyancy
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 239000000463 material Substances 0.000 title claims abstract description 23
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 238000005187 foaming Methods 0.000 title claims abstract description 10
- 238000002844 melting Methods 0.000 title claims description 5
- 230000008018 melting Effects 0.000 title claims description 5
- 229910000838 Al alloy Inorganic materials 0.000 claims abstract description 33
- 239000002689 soil Substances 0.000 claims abstract description 26
- 229920005830 Polyurethane Foam Polymers 0.000 claims abstract description 17
- 239000011496 polyurethane foam Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000006261 foam material Substances 0.000 claims description 18
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 11
- 239000000155 melt Substances 0.000 claims description 7
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 claims description 6
- 238000007710 freezing Methods 0.000 claims description 5
- 230000008014 freezing Effects 0.000 claims description 5
- 238000005253 cladding Methods 0.000 claims description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 4
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 claims description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 3
- 238000000465 moulding Methods 0.000 claims description 3
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 claims description 3
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 claims description 3
- 238000005507 spraying Methods 0.000 claims description 3
- 240000007594 Oryza sativa Species 0.000 claims description 2
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 claims description 2
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 claims description 2
- 238000007493 shaping process Methods 0.000 claims description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 abstract description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- 238000010257 thawing Methods 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000272165 Charadriidae Species 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 1
- 238000012954 risk control Methods 0.000 description 1
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L1/00—Laying or reclaiming pipes; Repairing or joining pipes on or under water
- F16L1/024—Laying or reclaiming pipes on land, e.g. above the ground
- F16L1/026—Laying or reclaiming pipes on land, e.g. above the ground in or on a frozen surface
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Rigid Pipes And Flexible Pipes (AREA)
Abstract
本发明是一种利用发泡材料防治多年冻土区管体融沉的方法及装置。涉及管道***技术领域。它是埋地管道(1)每间隔一确定值设一支撑点,在支撑点处的埋地管道(1)外包覆聚氨酯发泡材料(2),聚氨酯发泡材料(2)外再包轻质高强度铝合金保护壳(3);由支撑点处产生的浮力,对管道支撑来保证管道不发生超过预期的沉降。本发明无运动部件,免维护,具有良好可靠性,不消耗电能的适用于多年冻土区域埋地管道。
Description
技术领域
本发明是一种利用发泡材料防治多年冻土区管体融沉的方法及装置。涉及管道***技术领域。
背景技术
随着我国经济快速发展,对油气资源的需求也日益增加。作为一种经济、安全、不间断的长距离油气输送工具,油气管道在近几十年取得了巨大的发展。但由于很多油气资源蕴藏于多年冻土寒区,为了满足经济发展对油气资源的需求,越来越多的油气输送管道将不可避免的在多年冻土区修建。目前国内外在冻土区建设的原油管道,具有代表性的有美国的阿拉斯加管道,加拿大的诺曼威尔斯管道和中国的漠大管道。多年冻土区油气管道主要采用埋地或架空方式铺设。但基于安全、经济等因素考虑,埋地式是更为普遍的敷设方式,如诺曼威尔斯管道和漠大管道均是此种方式进行敷设的。但采用埋地方式进行管道敷设时,将不可避免改变地表形态,破坏植被,引起地基多年冻土上限变化和多年冻土的衰退和融化。此外,在管道运营过程中,管输温度高于周围冻土温度时将会不断融化周围冻土,形成融化圈,进而导致管体发生不均匀融沉,破坏管道稳定性、威胁管道运行安全。目前,融沉风险对于管道的安全运行是个全球性的工程难题,尚无有效的方法和措施来防治管体融沉问题的发生。
管道的融沉风险与冻土地基的融沉性密切相关,当管道地基位于弱融沉或不融沉的砂砾、粗砂层和花岗岩层时,地基稳定,管体的融沉风险很小。而当管道地基铺设于强融沉性区域(富冰冻土、刨冰冻土和含土冰层)时,冻土融化后容易导致管道沉降,需要考虑采取相应的治理措施。尤其对于当管道地基为融沉系数大于25的含土冰层时,冻土融化后呈流塑状态,完全失去对管道的机械承载力,从而导致管道在短时间内出现大量沉降,极易引起管道由于融沉量过大而破裂,是最危险的地质状况。管道的融沉问题,主要源于两个方面,一是管道运行过程中对外源源不断散热,导致周围出现融化圈,融土出现超过预期的下沉量导致管体沉降。二是冻土融化后机械承载力急剧降低,甚至失去承载力,无法实现对管道的有效支撑。管道的融沉问题,从根本上来讲是由于管道对外源源不断散热,导致周围强融沉性冻土融化所致。因此,将管道传导出的热量采取合适的措施重新导出到大气中,维持管道地基的冻结稳定状态才是保障管道稳定的根本。为了防止或减缓多年冻土区埋地管道的热效应,国外曾采用过制冷机组对管道周围进行机械制冷,以降低管道热量对周围冻土的影响。它的不足之处在于不仅要消耗很多的电能,不利用环保节能,而且运行维护费用也相当高,经济上不合理。此外,该项措施在没有稳定电力来源的区域无法使用。因此,有必要开发一种专门应用于多年冻土区埋地管道融沉防治的方法与设备,且具有无需消耗电能、免维护、环保节能等优点,彻底解决冻土区埋地管道在运行过程中由于周围冻土融化所导致的融沉问题。
发明内容
本发明的目的是发明一种无运动部件、免维护、具有良好可靠性、不消耗电能的适用于多年冻土区域埋地管道的利用发泡材料防治多年冻土区管体融沉的方法及装置。
本发明利用聚氨酯发泡材料增大管道与冻土的局部接触面积,进而提升冻土沼泽区管道浮力的方式来实现多年冻土区管道的融沉防治。埋地管道1每间隔一确定值设一支撑点,在支撑点处的埋地管道1外包覆聚氨酯发泡材料2,聚氨酯发泡材料2外再包覆轻质高强度铝合金保护壳3。
其中,聚氨酯发泡材料2采用喷涂发泡成型方式,将原料喷在埋地管道1表面,轻质高强度铝合金保护壳3内,发泡成型。
为了考虑防治措施的可实施性和经济性,在对该区域管道进行融沉治理时,考虑将措施实施点作为管道的支撑点,由支撑点处产生的浮力,对管道支撑来保证管道不发生超过预期的沉降。利用管道应力分析软件CAESARII进行应力分析,并按照ASMAB31.4校核标准,确定该区段管道当支撑点跨距小于20m的时候,管道所承受的最大应力小于许用应力,符合规定要求,管道是安全的。在此基础之上,根据管道的受力情况以及饱冰冻土融化后的浮力,确定支撑点需要承受的载荷。
浮力及承压能力计算校核:
1、管道单位长度自重按下式计算:
q1=0.2466Ct(D-t)
式中:
q1—管子单位长度自重,N/m;
C—管子材料的相对密度系数;
t—管子的公称壁厚,mm;
D—管子的外径,mm;
2、管道内介质重量
管道内单位长度的介质重量按下式计算:
q2=0.785×10-6×(D2-4t2)γ3
式中:
q2—管道内单位长度介质重量,N/m;
D—管子的外径,mm;
t—管子的公称壁厚,mm;
γ3—介质密度,N/m3;
3、沼泽地区管道浮力
单位长度管道所受的浮力为:
q3=ρsgVg
式中:
q3—单位长度管道所受浮力,N/m;
ρs—冻土融化后的浮密度,kg/m3;
Vg—单位长度管道体积,m3;
4、沼泽地区单位长度管道向下的重力
q4=q1+q2-q3
式中:
q4—单位长度管道向下的重力,N/m。
5、由于管顶埋深限制,考虑管道安全性,将整个保护壳设计成球形,覆盖在管道表面,则局部体积增大了:
式中:
V—局部增大体积,m3;
R—球的半径,m;
r—球冠的底面半径(管道半径的一半),m;
h—球冠的高度,根据三角形法则计算,m;
H—保护壳包裹在管道上的长度,根据三角形法则计算,m;
6、局部增大的体积所受的浮力为:
F=ρsgV
式中:
F—局部增大的体积所受的浮力,N。
7、发泡材料的重量为:
q5=ρfgV
式中:
q5—发泡材料的重量,N;
ρf—发泡材料的密度,kg/m3。
8、高强度铝合金外壳的重量为:
q6=ρlg(V-V1)
式中:
V1—去掉外壳后的体积,m3;
R1—去掉外壳后的球体半径,m;
h1—去掉外壳后的球冠高度,根据三角形法则计算,m;
q6—高强度铝合金外壳的重量,N;
ρl—铝合金的密度,kg/m3。
9、若按照跨距l米计算,管道重力为:
q=lq4+q5+q6
将其与浮力值对比,可以得出具体跨距。
10、承压能力校核:
铝合金保护壳安装后,压力最大点在最底部处,该位置的压强为:
P=ρsgh2
式中:
P—压力最大点处压强,Pa;
h2—铝合金保护壳最底部深度,m。
将其与铝合金保护壳强度对比,可以得出承压能力是否满足要求。
本发明中涉及的多年冻土区管道融沉防治***的构成图如图1和图2所示。其中1为埋地管道,2为聚氨酯发泡材料,3为轻质高强度铝合金保护壳。埋地管道1每间隔一确定值设一支撑点,在支撑点处的埋地管道1外包覆聚氨酯发泡材料2,聚氨酯发泡材料2外再包轻质高强度铝合金保护壳3。
其中,聚氨酯发泡材料2采用喷涂发泡成型方式,将原料喷在埋地管道1表面,轻质高强度铝合金保护壳3内,发泡成型;
轻质高强度铝合金保护壳3为预制成品,两半球形结构,覆盖在埋地管道1表面,呈圆弧状,待聚氨酯材料发泡成型后,将轻质高强度铝合金保护壳3与埋地管道1的连接处,用防水密封胶密封严实。
本发明与现有技术相比具有如下优点:1、有效解决了多年冻土区管道因周围冻土融化所导致的融沉问题,保障了冻土区管道的安全运行;2、可以实现全季节管道融沉的有效防治;3、具有良好的经济性,无需消耗电能,无运动部件、具有免维护、节能、环保、可靠性高且适用性好等特点;4、施工简便,可以长期可靠使用。
本发明可应用于多年冻土区埋地油气管道的融沉风险防治。
附图说明
图1为利用发泡材料防治多年冻土区管体融沉装置正视图
图2为利用发泡材料防治多年冻土区管体融沉装置侧视图
其中1—埋地管道2—聚氨酯发泡材料
3—轻质高强度铝合金保护壳
具体实施方式
实施例以本例来说明本发明的具体实施方式并对本发明作进一步的说明。本例是利用聚氨酯发泡材料增大管道与冻土的局部接触面积,进而提升冻土沼泽区管道浮力的方式来防治多年冻土沼泽区域某埋地原油管道的融沉问题。根据地勘结果发现,该区段为多年冻土沼泽区域,管道直接铺设于强融沉性的粉质粘土层,粘土层厚度大于10m,融沉系数大于10,为饱冰冻土,含水量高于40%,冻土融化后的浮密度为910kg/m3,属于强融沉性地段。该区段管道材质为为X65钢,管径为813mm,管壁厚度为16mm,管顶埋深为1.8m,无保温层,管输平均温度为10℃。
为了考虑防治措施的可实施性和经济性,在对该区域管道进行融沉治理时,考虑将措施实施点作为管道的支撑点,由支撑点处产生的浮力,对管道支撑来保证管道不发生超过预期的沉降。利用管道应力分析软件CAESARII进行应力分析,并按照ASMAB31.4校核标准,确定该区段管道当支撑点跨距为20m的时候,管道所承受的最大应力小于许用应力,符合规定要求,管道是安全的。在此基础之上,根据管道的受力情况以及饱冰冻土融化后的浮力,确定支撑点需要承受的载荷。
浮力及承压能力计算校核:
1、管道单位长度自重可按下式计算:
q1=0.2466Ct(D-t)
式中:
q1—管子单位长度自重,N/m;
C—管子材料的相对密度系数;
t—管子的公称壁厚,mm;
D—管子的外径,mm。
加格达奇沼泽地区管道自重计算结果为:
q1=0.2466Ct(D-t)=0.2466×0.98×16×(813-16)=3082N/m
2、管道内介质重量
管道内单位长度的介质重量可按下式计算:
q2=0.785×10-6×(D2-4t2)γ3
式中:
q2—管道内单位长度介质重量,N/m;
D—管子的外径,mm;
t—管子的公称壁厚,mm;
γ3—介质密度,N/m3。
加格达奇沼泽地区管道内介质重量计算结果为:
q2=0.785×10-6×(D2-4t2)γ3
=0.785×10-6×(8132-4×162)×840.9×9.8=4269N/m
3、沼泽地区管道浮力
单位长度管道所受的浮力为:
式中:
ρs—冻土融化后的浮密度,kg/m3;
Vg—单位长度管道体积,m3。
4、沼泽地区单位长度管道向下的重力
q4=q1+q2-q3=3082+4269-4627=2724N/m
5、由于管顶埋深1.8m,考虑管道安全性,铝合金保护壳的高度不应大于0.8m,即最大高于管道表面0.8m。因此,按照0.8m的情况设计,将整个保护壳设计成球形,覆盖在管道表面,则局部体积增大了:
式中:
R—球的半径,为0.8+0.813/2=1.2065m;
r—球冠的底面半径(管道半径的一半),为0.813/2=0.406m;
h—球冠的高度,根据三角形法则计算为0.07m;
H—保护壳包裹在管道上的长度,根据三角形法则计算为2.272m。
计算结果为:
6、局部增大的体积所受的浮力为:
F=ρsgV=910×9.8×6.14=54756.5N
7、发泡材料的密度为60kg/m3,发泡材料的重量为:
q5=ρfgV=60×9.8×6.14=3610N
式中:
ρf—发泡材料的密度,kg/m3。
8、0.01m厚的高强度铝合金外壳的重量为:
q6=ρlg(V-V1)=2700×9.8×(6.14-5.96)=4762.8N
式中:
V1—去掉0.01m厚外壳后的体积,m3;
R1—去掉0.01m厚外壳后的球体半径,为0.7+0.813/2=1.1965m;
h1—去掉0.01m厚外壳后的球冠高度,根据三角形法则计算为0.071m;
ρl—铝合金的密度,kg/m3。
9、若按照跨距17米计算,管道重力与浮力对比情况为:
管道重力q=17q4+q5+q6=17×2724+3610+4762.8=54680.8N<54756.5N略小于局部增大的体积所受的浮力。
10、若按照跨距18米计算,管道重力与浮力对比情况为:
管道重力q=18q4+q5+q6=18×2724+3610+4762.8=57404.8N>54756.5N
大于局部增大的体积所受的浮力。
考虑到一定的富裕量及跨距的安全性,决定每隔17米做一支撑点。
11、承压能力校核:
铝合金保护壳安装后,压力最大点在最底部处,该位置的压强为:
P=ρsgh2=910×9.8×(1.8+0.8+0.813)=30437Pa
式中:
h2—铝合金保护壳最底部深度,m。
由于铝合金的强度均在兆帕以上,远大于保护壳底部的压强,因此外壳的承压能力满足要求。
通过计算,确定轻质高强度铝合金保护壳3覆盖在管道表面的长度为2.272m,厚度为0.01m,高度为圆弧最高点高于管道表面0.8m,可以实现对管道的有效支撑。
具体实施过程如下:
选取示范段100m,每间隔17m设一支撑点,先将预制成型的保护壳扣在管道表面,两半球形结构的连接处用焊条焊上,在管道表面与保护壳的空隙中***喷枪,将原料喷入保护壳内,待成型后,将保护壳与管道的连接处,用防水密封胶密封严实。考虑到聚氨酯材料的发泡工艺,施工过程尽量选择在夏季进行。
本例经试验,示范段管道未发生融沉问题。该措施的实施有效解决的多年冻土沼泽区域管道的融沉问题,保障了管道的安全运行。
Claims (4)
1.一种利用发泡材料防治多年冻土区管体融沉的方法,其特征是埋地管道(1)每间隔一确定值设一支撑点,在支撑点处的埋地管道(1)外包覆聚氨酯发泡材料(2),聚氨酯发泡材料(2)外再包轻质高强度铝合金保护壳(3);
由支撑点处产生的浮力,对管道支撑来保证管道不发生超过预期的沉降;利用管道应力分析软件CAESARII进行应力分析,并按照ASMAB31.4校核标准,确定该区段管道当支撑点跨距小于20m的时候,管道所承受的最大应力小于许用应力,符合规定要求,管道是安全的;在此基础之上,根据管道的受力情况以及饱冰冻土融化后的浮力,确定支撑点需要承受的载荷;
浮力及承压能力计算校核:
1)管道单位长度自重按下式计算:
q1=0.2466Ct(D-t)
式中:
q1—管子单位长度自重,N/m;
C—管子材料的相对密度系数;
t—管子的公称壁厚,mm;
D—管子的外径,mm;
2)管道内介质重量
管道内单位长度的介质重量按下式计算:
q2=0.785×10-6×(D2-4t2)γ3
式中:
q2—管道内单位长度介质重量,N/m;
D—管子的外径,mm;
t—管子的公称壁厚,mm;
γ3—介质密度,N/m3;
3)沼泽地区管道浮力
单位长度管道所受的浮力为:
q3=ρsgVg
式中:
q3—单位长度管道所受浮力,N/m;
ρs—冻土融化后的浮密度,kg/m3;
Vg—单位长度管道体积,m3;
4)沼泽地区单位长度管道向下的重力
q4=q1+q2-q3
式中:
q4—单位长度管道向下的重力,N/m;
5)由于管顶埋深限制,考虑管道安全性,将整个保护壳设计成球形,覆盖在管道表面,则局部体积增大了:
式中:
V—局部增大体积,m3;
R—球的半径,m;
r—球冠的底面半径(管道半径的一半),m;
h—球冠的高度,根据三角形法则计算,m;
H—保护壳包裹在管道上的长度,根据三角形法则计算,m;
6)局部增大的体积所受的浮力为:
F=ρsgV
式中:
F—局部增大的体积所受的浮力,N;
7)发泡材料的重量为:
q5=ρfgV
式中:
q5—发泡材料的重量,N;
ρf—发泡材料的密度,kg/m3;
8)高强度铝合金外壳的重量为:
q6=ρlg(V-V1)
式中:
V1—去掉外壳后的体积,m3;
R1—去掉外壳后的球体半径,m;
h1—去掉外壳后的球冠高度,根据三角形法则计算,m;
q6—高强度铝合金外壳的重量,N;
ρl—铝合金的密度,kg/m3;
9)若按照跨距l米计算,管道重力为:
q=lq4+q5+q6
将其与浮力值对比,可以得出具体跨距;
10)承压能力校核:
铝合金保护壳安装后,压力最大点在最底部处,该位置的压强为:
P=ρsgh2
式中:
P—压力最大点处压强,Pa;
h2—铝合金保护壳最底部深度,m;
将其与铝合金保护壳强度对比,可以得出承压能力是否满足要求。
2.根据权利要求1所述的一种利用发泡材料防治多年冻土区管体融沉的方法,其特征是所述聚氨酯发泡材料(2)采用喷涂发泡成型方式,将原料喷在埋地管道(1)表面,轻质高强度铝合金保护壳(3)内,发泡成型。
3.一种使用权利要求1所述方法的利用发泡材料防治多年冻土区管体融沉的装置,其特征是埋地管道(1)每间隔一确定值设一支撑点,在支撑点处的埋地管道(1)外包覆聚氨酯发泡材料(2),聚氨酯发泡材料(2)外再包轻质高强度铝合金保护壳(3)。
4.根据权利要求3所述的一种利用发泡材料防治多年冻土区管体融沉的装置,其特征是所述轻质高强度铝合金保护壳(3)为预制成品,两半球形结构,覆盖在埋地管道(1)表面,呈圆弧状,待聚氨酯材料发泡成型后,将轻质高强度铝合金保护壳(3)与埋地管道(1)的连接处用防水密封胶密封严实。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201210585124.1A CN103899839B (zh) | 2012-12-28 | 2012-12-28 | 一种利用发泡材料防治多年冻土区管体融沉的方法及装置 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201210585124.1A CN103899839B (zh) | 2012-12-28 | 2012-12-28 | 一种利用发泡材料防治多年冻土区管体融沉的方法及装置 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN103899839A CN103899839A (zh) | 2014-07-02 |
CN103899839B true CN103899839B (zh) | 2015-12-02 |
Family
ID=50991341
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201210585124.1A Active CN103899839B (zh) | 2012-12-28 | 2012-12-28 | 一种利用发泡材料防治多年冻土区管体融沉的方法及装置 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN103899839B (zh) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2782805A (en) * | 1952-11-24 | 1957-02-26 | Gilbert E Leadbetter | Conduit and method of making same |
AT396624B (de) * | 1991-11-19 | 1993-10-25 | Egger K Kunststoffwerk | Montagehilfe für nachträglich zu isolierende rohre |
CN200989493Y (zh) * | 2006-04-30 | 2007-12-12 | 吉林省恒立热能技术有限公司 | 埋地钢肋复合加层发泡缠绕管 |
CN101484300A (zh) * | 2006-08-29 | 2009-07-15 | 科诺科菲利浦公司 | 包缠有干纤维的管道 |
CN201521723U (zh) * | 2009-09-28 | 2010-07-07 | 大庆油田有限责任公司 | 低温高强度防腐保温复合管道 |
CN201535411U (zh) * | 2009-09-21 | 2010-07-28 | 大庆油田有限责任公司 | 永冻土防腐保温管道补口 |
-
2012
- 2012-12-28 CN CN201210585124.1A patent/CN103899839B/zh active Active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2782805A (en) * | 1952-11-24 | 1957-02-26 | Gilbert E Leadbetter | Conduit and method of making same |
AT396624B (de) * | 1991-11-19 | 1993-10-25 | Egger K Kunststoffwerk | Montagehilfe für nachträglich zu isolierende rohre |
CN200989493Y (zh) * | 2006-04-30 | 2007-12-12 | 吉林省恒立热能技术有限公司 | 埋地钢肋复合加层发泡缠绕管 |
CN101484300A (zh) * | 2006-08-29 | 2009-07-15 | 科诺科菲利浦公司 | 包缠有干纤维的管道 |
CN201535411U (zh) * | 2009-09-21 | 2010-07-28 | 大庆油田有限责任公司 | 永冻土防腐保温管道补口 |
CN201521723U (zh) * | 2009-09-28 | 2010-07-07 | 大庆油田有限责任公司 | 低温高强度防腐保温复合管道 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN103899839A (zh) | 2014-07-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10947687B2 (en) | Hydropower installation | |
CN104676108B (zh) | 一种跨海钢沉管的设计方法 | |
CN109162298B (zh) | 一种富水区综合管廊的施工方法 | |
CN110878697A (zh) | 高富水砂卵石地层中紧邻城市主干道的盾构水下接收方法 | |
CN206234474U (zh) | 一种海底hdpe管道压重块 | |
CN103836258B (zh) | 热棒与粗颗粒土相结合的冻土区埋地管道融沉防治方法及装置 | |
CN203082445U (zh) | 一种热棒支撑架防治冻土区埋地管体融沉的装置 | |
CN103591377B (zh) | 直埋保温管道通过沼泽地段的施工方法 | |
CN106122612B (zh) | 一种水电站用压力管道的防水防腐施工方法 | |
CN208651807U (zh) | 一种适用于山区复杂地形浆体输送管线铺设*** | |
CN103899839B (zh) | 一种利用发泡材料防治多年冻土区管体融沉的方法及装置 | |
CN103899838B (zh) | 一种利用浮船装置防治多年冻土区管体融沉的方法和装置 | |
US3840035A (en) | Transmission of petroleum products through a frozen medium | |
CN203099082U (zh) | 一种利用发泡材料防治多年冻土区管体融沉的装置 | |
RU2329428C2 (ru) | Комбинированный способ прокладки трубопровода | |
Zhigang et al. | Layout and design techniques of cross section for the large immersed tunnel | |
CN206972235U (zh) | 一种融化巨型岩堆松散体下部冰冻层的结构 | |
CN203099080U (zh) | 埋地煤气管道的保护装置 | |
CN103899849B (zh) | 一种利用柔性限位带装置防治多年冻土区管体融沉的方法和装置 | |
CN205806781U (zh) | 油气储运专用管道 | |
CN203099097U (zh) | 一种利用柔性限位带装置防治多年冻土区管体融沉的装置 | |
CN102619254A (zh) | 地热法保温给水井及其建造方法 | |
CN1076234A (zh) | 防止刚性护面渠道冻胀破坏的方法 | |
CN203036085U (zh) | 热棒与粗颗粒土相结合的冻土区埋地管道融沉防治装置 | |
US20120118388A1 (en) | System for Eliminating the Need for Watertight Manholes in Insulated Piping Installations |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
C14 | Grant of patent or utility model | ||
GR01 | Patent grant | ||
TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20211117 Address after: Room 08-10, 6 / F, block a, No. 5, Dongtucheng Road, Chaoyang District, Beijing 100013 Patentee after: National Petroleum and natural gas pipeline network Group Co.,Ltd. Address before: 100007 Oil Mansion, 9 North Avenue, Dongcheng District, Beijing, Dongzhimen Patentee before: PetroChina Company Limited |
|
TR01 | Transfer of patent right |