Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Обеспечение безопасности ремонтно-сварочных работ на действующих трубопроводах

ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Обеспечение безопасности ремонтно-сварочных работ на действующих трубопроводах"

На правах рукописи

Васильев Николай Алексеевич

ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ РЕМОНТНО-СВАРОЧНЫХ РАБОТ НА ДЕЙСТВУЮЩИХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДАХ

Специальности: 25.00.19 - «Строительство и эксплуатация нефтепроводов, баз и хранилищ»;

05.26.03 - «Пожарная и промышленная безопасность» (нефтегазовый комплекс)

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2005

Работа выполнена в Гос> дарственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»), г. Уфа

Научный руководитель

■ доктор технических наук Идрисов Роберт Хабибович

Научный консультант

■ доктор технических наук Вахитов Азат Галянурович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Азметов Хасан Ахметзиевич

кандидат технических наук Сагинбаев Рустэм Хабирович

Ведущее предприятие

Научно производственное предприятие «Техническая инженерная компания»

Защита состоится «15» декабря 2005 г. в 14 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов».

Автореферат разослан «14» ноября 2005 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета ^ Д'Ь)

кандидат технических наук " — Л.П.Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы

Развитие трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов находится на таком этапе, когда главной задачей становится обеспечение их безопасности эксплуатации.

Опыт эксплуатации нефтепродуктопроводов показывает, что основные механические отказы обусловлены различными повреждениями.

Наиболее распространенными повреждениями нефтепродуктопроводов, возникающими в процессе длительной (свыше 10 лет) эксплуатации, являются коррозионные повреждения (язвы, свищи и т.д.). С целью обеспечения дальнейшей надежной эксплуатации нефтепродуктопроводов проводится их ремонт. В процессе ремонта выполняются земляные работы по вскрытию трубопровода в траншее, производится очистка труб от старого изоляционного покрытия. Выявленные повреждения стенки трубопроводов, как правило, исправляются путем заварки-наплавки ручной электро-дуговой сваркой.

Институтом ВНИИСПТнефть (ныне ИПТЭР) разработана технология ремонта магистральных трубопроводов без остановки перекачки. При этом все сварочные работы в процессе ремонта, как правило, выполнялись при незначительном гидростатическом давлении как относящиеся к чрезвычайно опасным.

Ряд документов запрещает производить сварку, пайку, резку, нагрев открытым огнем различных конструкций, заполненных горючими веществами, а также находящихся под давлением негорючих жидкостей.

Это связано с отсутствием комплексных исследований, подтверждающих возможность безопасного ведения сварочных работ на нефтепродуктопроводах без остановки перекачки.

Ручная дуговая сварка является одним из основных способов ликвидации локальных повреждений стенки нефтепроводов и используется для врезки отводов, лупингов, приварки усилительных элементов. Эти работы выполнялись согласно временным инструкциям, с учетом особенностей ремонта в местных условиях. Отсутствует единая технология, устан

сварке, как способу восстановления действующих нефтепродуктопроводов под давлением с учетом современных требований безопасности.

В связи с увеличением объема ремонта нефтепродуктопроводов существовавший опыт и требования к сварочным работам не могли удовлетворять практическим требованиям. Простои нефтепродуктопроводов в результате снижения внутреннего давления при производстве сварочных работ могут приводить к значительному ущербу, обусловленному недопоставками нефтепродуктов потребителям.

Поэтому решение проблемы повышения эффективности эксплуатации нефтепродуктопроводов, снижение ущерба от недопоставки продуктов ставит ряд задач, связанных с исследованиями условий безопасного ведения ремонтно-сварочных работ с разработкой остаточного ресурса труб после проведения ремонта без остановки перекачки.

Цель работы. Обеспечение безопасности ремонтно-сварочных работ на действующих нефтепродуктопроводах на основе расчетного определения безопасных технологических параметров ремонта и сроков последующей их эксплуатации.

Основные задачи работы:

• установление закономерностей термо-деформационных процессов при проведении ремонтно-сварочных работ на действующих нефтепродуктопроводах;

• оценка и повышение трещиностойкости металла труб при проведении ремонта без остановки перекачки;

• оценка роли механической неоднородности на формирование характеристик безопасного ведения ремонтно-сварочных работ на действующих нефтепродуктопроводах;

• разработка метода оценки остаточного ресурса нефтепродуктопроводов после проведения ремонтно-сварочных работ без остановки перекачки продукта.

Научная новизна результатов работы:

- установлены закономерности термодеформационных процессов, происходящих при проведении ремонтно-сварочных работ на действующих нефте-продуктопроводах, позволяющие вскрыть механизмы возможной разгерметизации напряженных труб;

- получены аналитические формулы для расчетной оценки безопасных давлений при ремонте в зависимости от длительности эксплуатации нефтепро-дуктопроводов, толщины стенки конструктивного элемента в месте исправления дефекта или приварки усилительных элементов (швов, муфт, заплат и др.);

- разработаны методы расчетной оценки безопасного срока эксплуатации нефтепродуктопроводов после проведения ремонтно-сварочных работ с использованием коэффициентов несущей способности в условиях циклического нагружения.

Практическая ценность. Результаты исследований использованы при разработке регламента и методических рекомендаций по технологии сварочных работ на линейной части магистральных нефтепродуктопроводов под избыточным давлением, согласованных органами Ростехнадзора РФ. Применение этих разработок позволяют производить оценку технологических параметров ремонтно-сварочных работ, обеспечивающих безопасность действующих нефтепродуктопроводов.

Апробация работы. Содержание работы докладывалось и обсуждалось на VI международном Конгрессе нефтегазопромышленников России (24-27 мая 2005 г.) и в научном семинаре отдела № 23 «Механика механохимического разрушения» ГУП «ИПТЭР» (24 сентября 2005 г.).

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 9 печатных работ, в том числе регламент и методические рекомендации.

Объем и структура диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, общих выводов, списка литературы, содержащего 115 наименований.

Она изложена на 153 страницах машинописного текста, содержит 3 таб-

лицы, 77 рисунков.

Автор считает своим долгом выразить большую благодарность академику АН РБ Гумерову А.Г. и д.т.н. профессору Зайнуллину P.C. за консультации и помощь при выполнении теоретических и экспериментальных исследований, внедрении результатов работы.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель, основные задачи, научная новизна и практическая ценность результатов исследований.

В первой главе освещены основные проблемы, определяющие безопасность проведения ремонтно-сварочных работ на трубопроводах, находящихся под давлением.

Показано, что проведение ремонтно-сварочных работ на трубопроводах, находящихся под действием внутреннего давления, сопряжено с проявлением ряда позитивных и негативных явлений с точки зрения обеспечения их работоспособности и безопасности.

К негативным последствиям локального теплового воздействия сварки относятся: 1) возможность разгерметизации труб; 2) снижение некоторых характеристик свариваемости.

К положительным эффектам приварки ремонтных муфт на трубопроводы без остановки перекачки относятся: 1) существенное снижение капиталовложений на ремонтные работы; 2) снижение уровня остаточных напряжений в кольцевых ремонтных швах вследствие действия напряжений от внутреннего давления; 3) сужение ширины активной зоны сварных соединений, в которой в процессах сварки и охлаждения металла шва и околошовной зоны претерпевают пластические деформации; 4) измельчение зерен в отдельных зонах сварных соединений вследствие дополнительного теплоотвода потоком перекачиваемого продукта: 5) сужение ширины участков подкалки и разупрочнения металла

при сварке термоупрочненных труб. Указанные положительные эффекты связаны, в основном, с характеристиками свариваемости.

Как известно основными характеристиками свариваемости являются реакция к термическому циклу сварки; технологическая прочность (сопротивляемость образованию горячих и холодных трещин). Горячие трещины могут образовываться, в основном, при кристаллизации металла шва. а холодные - при охлаждении и после полного остывания в процессе охлаждения в твердом состоянии металла, а также после полного остывания соединения в течении нескольких суток.

Установлено, что разгерметизация трубопровода при проведении сварочных работ может происходить из-за:

- сквозного проплавления (рисунок 1, а);

- выпучивания разупрочненного металла от действия внутреннего давления (рисунок 1, б);

- образования горячих (рисунок 1, в) и холодных трещин (рисунок 1, г).

В литературе основное внимание уделялось вопросам разгерметизации труб в процессе заварки коррозионных (язвы) и механических (надрезы, царапины) повреждений с позиции сквозного проплавления и разрушения остаточной толщины стенки под устраняемым дефектом из-за теплового разупрочнения. На практике, в ряде случаев образуются технологические трещины в отдельных зонах сварных соединений.

Анализ опубликованных работ показывает, что вопросы оценки и повышения технологической прочности и трещиностойкости при выполнении ре-монтно-сварочных работ освещены в недостаточной степени.

Противоречивы данные по оценке допустимых остаточных толщин дефектов в зависимости от внутреннего давления при ремонте (Рр<.ч). Исходя из литературных данных, трудно дать однозначный ответ на этот вопрос, поскольку в некоторых источниках отсутствуют данные по размерам и свойствам труб, режимах сварки, характеристикам дефектов и др.

Исследования, выполненные в институте электросварки им. Е.О. Патона,

Рисунок 1 - Основные виды разгерметизации при сварке трубопроводов находящихся под избыточным давлением: а) сквозной прожег; б) выпучивание; в) горячие трещины; г) холодные трещины

ВНИИСПТнефть (ныне ИПТЭР), Уфимском нефтяном институте (ныне УГ-НТУ) позволили установить ряд важных закономерностей, которые были заложены в нормативные документы по ремонтно-сварочным работам трубопроводов, находящихся под давлением.

Между тем, в указанных нормативных материалах практически отсутствуют данные по оценке остаточного ресурса трубопроводов после проведения ремонтно-сварочных работ без остановки перекачки нефтепродукта.

Вторая глава посвящена исследованию термодеформационных процессов при выполнении ремонтно-сварочных работ на напряженных трубах. Определены безопасные давления при ремонте нефтепродуктопроводов по критериям сквозного проплавления и теплового разупрочнения металла и др.

Для оценки теплового разупрочнения металла введен температурный коэффициент снижения прочности к^ =ст£г'/а[20 с), где ст^т'и о[20 с) -временное сопротивление металла при температуре Т и Т = + 20° С. Величина оценивалась на основании изменения допускаемых напряжений от температуры для низколегированных и низкоуглеродистых сталей, применяемых в газовой и нефтяной промышленностях. Установлено, что температурный коэффициент снижения прочности можно рассчитывать по формуле

к^^-О^Т/ЗОО-с)2'3. (1)

Отсюда следует, что повышение температуры от Т = 20 °С до 500 °С может снижать временное сопротивление стали о, до 75%.

Первый вид разгерметизации (прожег) реализуется при приварке элементов или заплавке коррозионных язв, в случаях, когда глубина проплавления становится равной (или большей) остаточной толщины под повреждением.

Ориентировочную оценку допускаемой остаточной толщины 50ст стенки под исправляемой коррозионной язвой можно найти из следующих соображений (рисунок 2).

Рисунок 2 - Расчетные схемы для оценки безопасной остаточной толщины стенки 50СГ в зоне завариваемого повреждения

В целом задача сводится к определению остаточной толщины стенки под исправляемым повреждением 60С, из условия исключения разгерметизации труб. В соответствии с принятой расчетной схемой (рисунок 2, а) часть остаточной толщины должна проплавляться на глубину Ьсв, а остальная - должна выдержать давление Рре„, при котором производятся ремонтно-сварочные работы на действующем нефтепродуктопроводе. Другими словами: ^оч гдс ®ни -остаточная непроплавляемая толщина стенки. Ана-

лиз литературных данных показал, что глубина проплавления ориентировочно может определяться по формуле: hCB =k • JCB, где k - постоянная; Jc„ - величина сварочного тока при ручной электродуговой сварке. По аналогии с автоматической сваркой под флюсом величина к я 0,016/а ■ мм. Если величина hCB = 6ост, то произойдет разгерметизация трубы по механизму образования сквозного отверстия в результате прожега металла под повреждением (рисунок 1, а). По определению величина = S-h„3B, следовательно 5НП = 5-h,3B -hCB. При этом Ьязв считается известной, определяемой по результатам диагностической информации. Такая оценка 5НП является недостаточной, поскольку важно установить выдержит ли эта перемычка (рисунок 2, б) воздействие внутреннего давления в трубопроводе Р^. В связи с этим, в работе произведена оценка предельного давления перемычки, схематизируемой в виде тонкой круглой пластинки диаметром d и толщиной 5НП, нагруженной равномерным давлением РреМ с использованием критерия неустойчивости пластических деформаций (dP/de,, гдее,-интенсивность деформации). При этом полагается, что перемычка деформируется, приобретая форму сферического сегмента. Следует отметить, что подобная задача решалась А.Г. Гумеровым, K.M. Гумеровым и P.C. Зайнуллиным методом конечных элементов). В работе показано, что величины предельных давлений Рпр и окружных напряжений в трубе можно определять на основании следующей формулы:

где 5 и Д - толщина стенки и диаметр ремонтируемой трубы; ста - предел прочности при средней температуре металла перемычки Т. В работе приведены более точные уравнения для расчетного определения Рпр, а1пр в зависимости от

геометрических параметров ремонтируемой трубы с коррозионными повреждениями (язвами) и механических характеристик стали при средней температуре перемычки Т. Принимая Р =Ррсм по уравнению (3) можно сформулировать условие недопустимости разгерметизации ремонтируемой трубы rio крите-

рию прочности перемычки:

На рисунке 3 построены зависимости ст1пр от 50СТ, построенные на основании формулы (3). Для сравнения на этом рисунке (сплошные линии) приведены экспериментальные данные (P.C. Зайнуллин и A.A. Халимов).

Ol нр,

МПа 250

200 150 100

б) 50 1 2 3 4 8,„,мм

Рисунок 3 - Зависимости предельного окружного напряжения 01пр в ремонтируемой трубе от бтт(б):1,3- заварка

электродами диаметром <1, = 3 мм и <1э = 4 мм соответственно; 2 - расчет по формуле (3)

При соответствующем адекватном определении величин (1 и ав(т) расчеты по формуле (3) хорошо согласуются с экспериментальными результатами, полученными другими научными сотрудниками (ИПТЭР, УГНТУ).

Кроме того, в работе предложено производить дополнительную проверку безопасности ремонтно-сварочных работ по критерию предотвращения развития разрушения в случае образования сквозных отверстий из-за прожега и технологических трещин. При образовании сквозных отверстий предельное давление при ремонте Рре„ не должно превышать величины разрушающего давления трубы (с отверстием) Рпр: Рреч < Рпр = Рв(1 - < д), где Ра - предельное давление бездефектной трубы; <1 и Д - как и ранее, диаметр отверстия и ремонти-

руемой трубы. В случае образования сквозной технологической трещины протяженностью I предельное давление определяется по формуле Рпр =

атр-Р.й-л/'/Д), где атт) -коэффициент трещиностойкости, определяемый экспериментально или известными методами механики разрушения.

Разрушения по механизмам, показанным на рисунке 1, в и рисунке 1, г связаны с характеристиками свариваемости трубных сталей, в частности с реакцией стали к термическому циклу.

Реакция стали к термическому циклу сварки характеризует свариваемость с позиции структурных превращений, определяющих свойства и размеры зоны термического влияния (ЗТВ). Основным параметром термического цикла, определяющим структурные превращения в ЗТВ, является скорость охлаждения

при сварке и . Если скорость охлаждения и меньше некоторой критической св св

и , то в ЗТВ не образуются закалочные структуры, имеющие высокую твер-кр

дость и пониженные вязкопластические свойства (5 - относительное удлинение; И» - относительное сужение; КСУ - ударная вязкость; Кс - критический коэффициент интенсивности напряжений и др.). При и> и закалочные структуры

кр

неизбежны. Критическая скорость зависит, в основном, от химического состава стали. При этом обобщенным критерием свариваемости является эквивалент углерода.

В процессе ведения ремонтно-сварочных работ на трубопроводах без остановки перекачки продукта происходит увеличение скорости охлаждения исв.

Поэтому, если большинство трубных сталей при обычных условиях сварки относятся к хорошо свариваемым сталям, то при сварке трубопроводов без остановки перекачки в зонах термического влияния могут образовываться закаленные (твердые) прослойки и технологические трещины.

Если трубопровод изготовлен из термоупрочненных сталей, в ЗТВ могут образовываться мягкие прослойки. В этом случае повышенная скорость охлаждения играет положительную роль - происходит уменьшение ширины мягких

прослоек. Как известно, чем тоньше мягкая прослойка, тем выше ее прочность.

Реакцию сталей к термическому циклу оценивают аналитическими и экспериментальными методами.

На наш взгляд наиболее объективную оценку реакции к термическому циклу целесообразно оценивать на натурных трубах. Поэтому склонность к образованию трещин при сварке-заварке различных повреждений производили на натурных трубах. Для этого был изготовлен специальный стенд, позволяющий создавать в трубах с приварными заглушками по торцам внутреннее давление.

Коррозионные повреждения моделировали в виде коррозионных язв. За характеристику сопротивления разрушению принимали предельное окружное напряжение [с^], которое не приводило к разгерметизации трубы.

При сварке на повышенных скоростях охлаждения (под давлением) твердость металла несколько выше, чем в случае выполнения ремонтно-сварочных работ с опорожнением продукта. Однако такое повышение твердости не привело к образованию трещин на трубах из широко распространенных низкоуглеродистых и низколегированных сталей.

С целью предотвращения образования технологических трещин в работе предлагается корневые слои наплавленных и угловых швах выполнять электродами, обеспечивающими достаточно высокие характеристики технологической трещиностойкости. В результате применения такого технологического приема выполнения швов, сварное соединение приобретает механическую неоднородность. В частности, на рисунке 4 показаны основные схемы угловых швов ремонтных накладных элементов, выполняемых электродами различного химического состава и прочности. При этом основным параметром механической неоднородности является отношение предела прочности твердого (Т) металла к пределу прочности мягкого (М) металла: К„ = В работе показано, что в

результате проявления динамического деформационного старения величина Кв может снижаться, при этом обеспечивается достаточно хорошая свариваемость трубных сталей - без образования технологических трещин. В дальнейшем в главе 4 произведена оценка влияния параметра Кв на остаточный ресурс нефте-

продуктопроводов после проведения ремонтно-сварочных работ без остановки перекачки. В результате анализа особенностей суммирования внутренних и внешних напряжений в процессе выполнения угловых швов показано, что величина сварочных напряжений в них зависит от отношения действующего окружного напряжения арем =о,пр к пределу текучести металла трубы с°м (накладного элемента) и коэффициента механической неоднородности К„:

Ж

Т 5

М-

б)

м

м

т м

д> м е)

Ж

М

ж) з)

Т ^т м

'т м

к) л)

у^ЖЧ Т ^ М

т м

41 н)

Рисунок 4 - Механически неоднородные сварные соединения накладных элементов: м - мягкий металл; т - твердый

осв=Кв-аГ[(1-(арсм/оГ)2], (5)

где стсв - остаточные сварочные напряжения. Расчеты по формуле (5) удовлетворительно согласуются с экспериментальными данными американских ученых В. Холла, X. Кихара, В. Зута и др.

В третьей главе освещены вопросы влияния длительности эксплуатации нефтепродуктопроводов на величину допускаемого внутреннего избыточного давления при выполнении ремонтно-сварочных работ без остановки перекачки продукта.

В результате анализа и обобщения литературных данных и результатов проведенных исследований процессов динамического деформационного старения низкоуглеродистых и низколегированных сталей получены аналитические зависимости для прогнозирования изменения основных механических характеристик металла, предопределяющих ресурс конструктивных элементов. Кроме этого на основании результатов исследований деформационного старения даны рекомендации по снижению давления, при котором производят ремонтно-сварочные работы.

В частности обоснована следующая аналитическая зависимость для изменения давления в трубопроводе при ремонте в зависимости от длительности эксплуатации трубопровода: р

рем рем ' Э' где к - коэффициент (к = 0,02/год); Р™^ = 3,5 МПа - максимально разрешенное давление при выполнении ремонтно-сварочных работ, устанавливаемое по данным практики и в соответствии с требованиями существующих нормативных материалов. При этом срок эксплуатации необходимо подставлять в годах. Эта формула справедлива т, < 25 лет. В области значений т, > 25 лет. Ррем = 0,5

ртах "рем*

Зависимость Р /Ршот т , рассчитанная по формуле (6) показана на рем рем з

рисунке 5.

Рисунок 5 - К выбору допускаемых величин избыточного давления в ремонтируемых трубах ы зависимости от длительности эксплуатации нефтепродуктопроводов

Четвертая глава в основном посвящена оценке и повышению остаточного ресурса конструктивных элементов действующих нефтепродуктопроводов после проведения ремонтно-сварочных работ. Большинство предложенных научно-технических решений подтверждены проведением натурных испытаний.

На основании выполненных теоретических и экспериментальных исследований в работе разработаны методы оценки остаточного ресурса действующих нефтепродуктопроводов после проведения ремонтно-сварочных работ.

Предлагаемый ниже метод определения остаточного ресурса труб после выполнения ремонта (усилительными швами, ремонтными муфтами и заплатами) базируется на использовании коэффициента несущей способности фРем, представляющего отношение разрушающего давления трубы после ремонта рРем к разрушающему давлению бездефектной трубы Р„: фРем = Р^м/Рв

Установлено, что определяющим остаточный ресурс трубопровода являются угловые швы ремонтных муфт и других накладных элементов.

На основании натурных испытаний и подходов теории оболочек получена

следующая формула для расчетов рр™ для участка трубопровода, отремонтированного с применением ремонтной муфты:

РГМ *0,5-5-ств/Я=фРем-5-ов/Я, (7)

где б и Я - толщина стенки и радиус ремонтируемого элемента; <тв- временное сопротивление металла муфты; фР®м ~о,5

Остаточный ресурс участка трубопровода с ремонтной муфтой (^т) в условиях циклического нагружения определяется по следующей формуле

12 5

^т=(<М"КГКн/т) ' <8>

где К,, К„ и т - соответствующие коэффициенты по СНиП 2.02.05-85 ; V - частота нагружения.

Для облегчения расчетов на рисунке 6 показана зависимость *осг 01 -Кн/ш при различных значениях фРем.

Анализ формулы показывает, что приварка ремонтных муфт равнокатет-ными угловыми швами не обеспечивает достаточного ресурса безопасной эксплуатации трубопроводов (при условии 5М = 5).

1ост,лет Г7 ~~7

_= _ Т

0 ___

1,5 1.7 1,8 1,9 к, ки /т

Рисунок 6 - Зависимость ^ от К, К„ /т

^-0,8

Х 0,7

С целью обеспечения достаточного ресурса безопасной эксплуатации

трубопровода необходимо увеличивать фрем .

ТР

Установлено, что повышение ^ возможно путем увеличения основания углового шва (а) и ремонтных муфт (рисунок 7, а, б).

а) б) в)

Рисунок 7 - Повышение ресурса угловых швов накладных элементов

Опытным путем установлено, что с точки зрения технологичности наиболее оптимальным является отношение а/5 =2,0 При этом величина тр<=м с 0,5

М г Тр

при а/ом = 1,0, повышается в среднем до фРем = о,75 ПРИ а/5м = 2,0 Как правило

8 = 5 . м

Применение утолщенных по торцам ремонтных муфт (рисунок 7, в) по-

зволяет в более широких пределах изменять величину фрем:

<рРем=0,1 + 0,4а/6м.

(9)

Отсюда следует, что при а/8м =2,0,фРем =0,9. Это обеспечивает достаточно высокую работоспособность труб после ремонта (рисунок 7).

При заданном значении ^ = [1ост] на основании формул (8) и (9) определяется необходимое значение [а/5ч ]:

пфМ1~]-0,1КгК2/т 0,4 К| • К2 / гп

К примеру, при [1оСТ] = 5 лет по формуле (10) находим [а/5м]= 1,65. Этому значению [а / 5и ] = 1,65 на основании формулы (9) находим соответствую-

шее значение коэффициента снижения несущей способности ГфР™

0,76.

В работе приводятся теоретически обоснованные значения протяженности усиленных участков ремонтных муфт. Даны рекомендации по расчету коэффициентов несущей способности угловых швов (ф^м) с учетом механической неоднородности.

В работе установлена целесообразность проведения гидравлических испытаний накладных элементов после их установки на трубопроводы с целью повышения безопасности их эксплуатации.

Большинство предложенных научно-технических решений подтверждены проведением натурных исследований. В частности, натурными испытаниями труб с исправленными заваркой повреждениями (коррозионных язв) показано, что коэффициент при применении электродов типа УОНИ 13/55 составляет не менее 0,9 (ф{^м я 0,9) При этом обеспечивается достаточно высокие значения остаточного ресурса ^ при циклических нагрузках, см. рисунок 6.

Кроме этого, были заварены реальные дефекты в виде гофр на трубах диаметром 500 мм стандартными муфтами. В бездефектной части трубы высверливали отверстия, характерные для сквозных повреждений. Эти отверстия заваривали по существующей технологии сварки накладными элементами (заплатами) различной формы. Часть заплат сваривали под давлением 25 МПа, а часть - без давления. Из сварных соединений были вырезаны темплеты для установления структуры металла.

Микроструктурные исследования показали отсутствие аномальных структур, как при сварке труб под давлением, так и без давления.

Анализ результатов испытаний показал: ремонтная муфта имела двукратный запас прочности, а заплаты при разрушающем давлении трубы остались целыми. При этом отмечается их незначительное выпучивание.

С целью проверки предложенного технологического приема повышения технологической и эксплуатационной трещиностойкости угловых швов ре-

монтных муфт были испытаны стандартные муфты с длиной Ь, составляющей около 1,15-Д-(Д = 219 мм), изготовленной из низколегированной стали марки 09Г2С. При выполнении основных слоев угловых швов использовали электроды марок УОНИ 13-55. Корневой слой угловых швов выполнялся электродами УОНИ 13-45, которые обеспечивают более высокие показатели технологической и эксплуатационной трещиностойкости.

Необходимо отметить, что при выполнении ремонтно-сварочных работ придерживались следующих требований: 1) режимы сварки-наплавки повреждений и выполнения угловых швов накладных элементов должны обеспечивать минимальные значения тепловой мощности сварочной дуги с целью уменьшения вероятности прожогов стенки труб (для этого ремонтно-сварочные работы проводились на минимальных токах, рекомендуемых в паспортах на сварочные электроды); 2) сварные швы заплавленных повреждений не должны снижать рабочее сечение труб (толщина стенки труб и толщина стенки труб в месте ремонтных швов 5СВ должны быть одинаковыми, т.е. (бсв = б). При этом 8М =8 «6 мм.

В результате испытаний труб с ремонтной муфтой, заглушённой по торцам эллиптическими днищами установлено следующее. Разрушающее давление, создаваемое в полости, образованной внутренней поверхностью муфты и внешней поверхностью трубы со сквозным повреждением составило 25 + 26 МПа. При этом окружные напряжения соответственно равны: 475 - 493 МПа. Эти значения близки к пределу прочности стали 09Г2С (ста «500 МПа). Несмотря на достаточно высокий уровень концентрации напряжений (аа ~ 4,0), обусловленной действием краевого эффекта, разрушение муфты произошло по основному металлу с образованием заметной выпучины и признаков вязкого разрушения.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РАБОТЕ

1. Установлены основные факторы, способствующие разгерметизации труб при ремонтной сварке трубопроводов: 1) сквозное проплавление трубы; 2) выпучивание разупрочненного металла из-за действия внутреннего давления; 3) образование технологических трещин различного происхождения. Это позволило сформулировать и предложить основные направления по оценке и обеспечению безопасности ремонта и эксплуатации нефтепродуктопроводов.

2. Установлены закономерности термодеформационных процессов при выполнении ремонтно-сварочных работ на напряженных трубах, на основании которых предложены научно-технические решения по обеспечению безопасности действующих нефтепродуктопроводов при ремонте и эксплуатации.

3. Получены аналитические формулы для расчетной оценки безопасных давлений при ремонте в зависимости от длительности эксплуатации нефтепродуктопроводов, толщины стенки конструктивного элемента в месте исправления повреждения или приварки усилительных накладных элементов, применение которых позволяет обеспечивать безопасность действующих нефтепродуктопроводов.

4. Разработаны методы расчетной оценки и повышения остаточного ресурса безопасной эксплуатации нефтепродуктопроводов после проведения ремонтно-сварочных работ, позволяющие устанавливать периодичность их ремонта, переиспытаний и диагностики, очередность устранения повреждений и др.

5. Результаты исследований нашли отражение в методических рекомендациях и регламенте по технологии сварочных работ на нефтепродуктопрово-дах под избыточным давлением.

Основные предложенные в работе научно-технические решения подтверждены натурными испытаниями.

Основные опубликованные работы по теме диссертации

1. МР ОБТ 2-03. Методические рекомендации. Оценка качества труб по механическим свойствам. - Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2003. - 16 с.

2. МР ОБТ 8-03. Методические рекомендации. Технология ремонта действующих трубопроводов накладными элементами. - Уфа: МНТЦ «БЭСТС». -2003.-68 с.

3. МР ОБТ 10-03. Методические рекомендации. Технология сварочных работ на трубопроводах под избыточным давлением. - Уфа: МНТЦ «БЭСТС». -2003.- 10 с.

4. Васильев H.A. Основы ремонтно-сварочных работ на действующих нефтепродуктопровода. // Мониторинг и безопасность трубопроводных систем. - Уфа: Транстэк, 2004. - № 3. - С. 17-19.

5. Зайнуллин P.C., Воробьев В.А., Васильев H.A. Методические рекомендации по оценке безопасных параметров ремонта сваркой действующих нефтепродуктопроводов . // Прикладная механика механохими-ческого разрушения. - Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2005. - № 1. - С. 3-8.

6. Воробьев В.А., Мирсаев Р.Н., Васильев H.A. Определение ресурса оборудования, работающего под пульсирующим давлением коррозионных сред. // Прикладная механика механохимического разрушения. - Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2005. - № 1. - С. 9-10.

7. Зайнуллин P.C., Васильев H.A., Воробьев В.А. Технология ремонтно-сварочных работ на нефтепродуктопроводах. - Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2005. - 21 с.

8. Васильев H.A. Основные проблемы безопасности ремонтно-сварочных работ на нефтепродуктопроводах // Материалы VI Конгресса неф-тегазопромышленников России по конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (25 мая 2005 г.). - Уфа: МНТЦ «БЭСТС». - С. 24-25.

9. Регламент. Технология сварочных работ на линейной части магистральных нефтепродуктопроводов под избыточным давлением / P.C. Зайнуллин, Р.Х. Хажиев, В.А. Воробьев, У.М. Мустафин, H.A. Васильев. -Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2005. - 74 с.

РНБ Русский фонд

2007-4 5743

Фонд содействия развитнк^научных исследований Подписано к печати Х^ 2005 г Бумага писчая

Заказ № 876" Тираж 100 Ротапринт I УП .'ИПТЭР». 450055. г Уфа. проспект Октября, 144'3

2 9 ü Ь Ь

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Васильев, Николай Алексеевич

Введение.

1 Проблемы обеспечения безопасности эксплуатации нефтепро-дуктопроводов.

1.1 Основные факторы нарушения безопасности эксплуатации неф-тепроду ктопроводов.

1.2 Обеспечение безопасности нефтепродуктопроводов с повреждениями применением накладных приварных элементов.

1.3 Современные технологии безопасного ведения ремонтносварочных работ на действующих трубопроводах.

Выводы по разделу 1.

2 Обоснование безопасных режимов заварки повреждений и приварки усилительных элементов.

2.1 Исследование термодеформационных процессов при выполнении ремонтно-сварочных работ на действующих нефтепродуктопроводах.

2.2 Критерии разрушения труб при приварке накладных элементов и заварке дефектов.

2.3 Инженерная оценка прочности ослабленного участка при ведении сварочных работ на трубопроводах.

2.4 Определение предельного давления по критерию сквозного проплавления.

2.5 Оценка предельного состояния разупрочненного участка трубы при проведении ремонта сварочных работ под действием избыточного давления.

2.6 Оценка реакции трубных сталей к термическому циклу при приварке ремонтных муфт на трубопроводы, находящиеся под давлением.

2.7 Оценка технологической прочности при приварке ремонтных i \ муфт на трубопроводы, находящиеся под давлением.

2.8 Определение остаточных напряжений в кольцевых швах ремонтных муфт, выполненных на трубопроводах без остановки перекачки.

Выводы по разделу 2.

3 Исследование длительности эксплуатации на величину давле

Ф ния при проведении ремонтно-сварочных работ на трубопрово

3.1 Исследование длительности эксплуатации на величину ремонтного давления.

3.2 Исследование механических свойств натурных труб длительно эксплуатированных трубопроводов.

Выводы по разделу 3.

4 Исследование и разработка методов оценки и повышения ресурса нефтепродуктопроводов после проведения ремонтно-! сварочных работ.

4.1 Основные направления по оценке и повышению работоспособности нефтепродуктопроводов после проведения ремонтно-сварочных работ.

4.2 Исследование предельного состояния приварных накладных элементов трубопроводов.

Выводы по разделу 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Обеспечение безопасности ремонтно-сварочных работ на действующих трубопроводах"

Надежность трубопровода во многом предопределяет непрерывность функционирования большинства отраслей народного хозяйства. К сожалению, как показывают статистические данные наблюдается тенденция роста количества аварий на трубопроводах, и в частности нефтепродуктопроводах. В последние годы участились отказы из-за коррозионного износа и усталости металла трубопроводов, несовершенства проектных решений, заводского брака труб, брака строительно-монтажных и ремонтных работ и др. Имеющиеся на стенках трубопроводов различные дефекты, групповые или сплошные коррозионные язвы снижают несущую способность трубопровода и могут привести к отказам. Аварии на трубопроводах, вызванные разрывом стенок труб, происходят относительно редко, однако даже незначительный разрыв стенок трубопровода может нанести огромный ущерб, связанный с загрязнением окружающей среды, возможными взрывами и пожарами, человеческими жертвами, нарушением снабжения потребителей нефтью, газом и нефтепродуктами. Поэтому сохранение работоспособности линейной части трубопроводов является одной из основных проблем трубопроводного транспорта. В этом плане, важное значение имеет своевременное и качественное проведение профилактических и ремонтных мероприятий, направленных на сохранение, восстановление и повышение несущей способности линейной части трубопроводов.

В настоящее время для обеспечения надежной работы трубопровода, имеющего участки с уменьшенной несущей способностью, применяют ряд методов: перекачку продукта производят под давлением ниже проектного, на отдельных участках или по всей длине трубопровода прокладывают лупинги, производят ремонт стенок трубопровода заплавкой коррозионных язв, наваркой накладок, корыт и хомутов. Если коррозионный износ превышает предельную величину, то трубы или их участки вырезают и заменяют на новые. Иногда трубопровод полностью демонтируют, производят тщательную отбраковку с целью выявления качественных труб и повторного их использования. Эти методы требуют больших затрат, связанные с остановкой перекачки, опорожнением трубопровода, выходом перекачиваемого продукта на землю и значительной его потерей. Возросшие требования к охране окружающей среды и к методам безопасного ведения ремонтных работ делают эту проблему особенно актуальной.

Наиболее эффективным является восстановление ослабленных стенок трубопроводов без остановки перекачки. В зависимости от вида дефектов и распределения их на поверхности трубопровода могут быть приняты различные методы ремонта. Одним из способов восстановления несущей способности трубопроводов является использование ручной дуговой сварки с соблюдением определенных технологических параметров.

Локальный сварочный нагрев стенки трубопровода, находящегося под давлением перекачиваемого продукта, может привести к уменьшению прочности металла и вызвать его разрушение. Это обстоятельство, несомненно, требует соблюдения определенных технологических приемов и практических рекомендаций по безопасному ведению сварочных работ на трубопроводах.

На основе результатов многочисленных теоретических и экспериментальных исследований сварочных процессов на трубопроводах, находящихся под давлением перекачиваемых сред, в ТУП «ИПТЭР» (А.Г. Гумеров, К.М. Гумеров, Р.С. Зайнуллин, Р.Х. Идрисов, М.Х. Султанов, А.С. Собачкин, К.М. Ямалеев и др.) разработаны соответствующие документы, устанавливающие единые требования к проведению ремонтно-сварочных работ. Тем не менее, на наш взгляд, некоторые технологические параметры ремонтно-сварочных работ в недостаточной степени обоснованы как в теоретическом, так ив экспериментальном аспектах с учетом современных достижений в механике разрушения, теории надежности и прочности трубопроводных систем. То же самое можно сказать по отношению к проблеме определения остаточного ресурса трубопроводов после выполнения ремонтно-сварочных работ.

Цель работы - обеспечение безопасности ремонтно-сварочных работ на действующих нефтепродуктопроводах на основе расчетного определения безопасных технологических параметров ремонта и сроков последующей их эксплуатации.

Основные задачи работы:

• установление закономерностей термодеформационных процессов при проведении ремонтно-сварочных работ на действующих нефтепродуктопроводах;

• оценка и повышение трещиностойкости металла труб при проведении ремонта без остановки перекачки;

• оценка влияния механической неоднородности на формирование характеристик безопасного ведения ремонтно-сварочных работ на действующих нефтепродуктопроводах;

• разработка метода оценки остаточного ресурса нефтепродуктопрово-дов после проведения ремонтно-сварочных работ без остановки перекачки продукта.

Научная новизна результатов работы:

- установлены закономерности термодеформационных процессов, происходящих при проведении ремонтно-сварочных работ на действующих нефтепродуктопроводах, позволяющие вскрыть механизмы возможной разгерметизации напряженных труб;

- получены аналитические формулы для расчетной оценки безопасных давлений при ремонте в зависимости от длительности эксплуатации нефте-продуктопроводов, толщины стенки конструктивного элемента в месте устранения дефекта или приварки усилительных элементов (швов, муфт, заплат и др.);

- разработаны методы расчетной оценки безопасного срока эксплуатации нефтепродуктопроводов после проведения ремонтно-сварочных работ с использованием коэффициентов несущей способности в условиях циклического нагружения.

На защиту выносятся:

• закономерности термодеформационных процессов, происходящих при выполнении ремонтно-сварочных работ на напряженных трубах;

• аналитические формулы для расчета безопасных давлений в зависимости от срока эксплуатации нефтепродуктопроводов и остаточной толщины стенки труб в месте устранения повреждений и приварки накладных элементов;

• методы расчета и повышение остаточного ресурса нефтепродуктопроводов после ремонта.

Практическая ценность. Результаты исследований использованы при разработке регламента и методических рекомендаций по технологии сварочных работ на линейной части магистральных нефтепродуктопроводов под избыточным давлением, согласованных органами Ростехнадзора РФ. Применение этих разработок позволяет производить оценку технологических параметров ремонтно-сварочных работ, обеспечивающих безопасность действующих нефтепродуктопроводов.

Апробация работы. Содержание работы докладывалось и обсуждалось на VI Конгрессе нефтегазопромышленников России (24-27 мая 2005 г.) и научном семинаре отдела № 23 «Механика-механохимического разрушения» ГУП «ИПТЭР» (24 сентября 2005 г.).

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 9 печатных работ, в том числе регламент и методические рекомендации.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка использованной литературы, включающего 115 наименований. Она изложена на 153 страницах машинописного текста, содержит 3 таблицы, 77 рисунков.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Васильев, Николай Алексеевич

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РАБОТЕ

1. Установлены основные факторы, способствующие разгерметизации труб при ремонтной сварке трубопроводов: 1) сквозное проплавление трубы; 2) выпучивание разупрочненного металла из-за действия внутреннего давления; 3) образование технологических трещин различного происхождения. Это позволило сформулировать и предложить основные направления по оценке и обеспечению безопасности ремонта и эксплуатации нефтепродук-топроводов.

2. Установлены закономерности термодеформационных процессов при выполнении ремонтно-сварочных работ на напряженных трубах, на основании которых предложены научно-технические решения по обеспечению безопасности действующих нефтепродуктопроводов при ремонте и эксплуатации.

3. Получены аналитические формулы для расчетной оценки безопасных давлений при ремонте в зависимости от длительности эксплуатации нефтепродуктопроводов, толщины стенки конструктивного элемента в месте : исправления повреждения или приварки усилительных накладных элементов, применение которых позволяет обеспечивать безопасность действующих; нефтепродуктопроводов:

4. Разработаны методы расчетной оценки и повышения остаточного ресурса безопасной эксплуатации нефтепродуктопроводов после проведения ремонтно-сварочных работ, позволяющие устанавливать периодичность их ремонта, переиспытаний и диагностики, очередность устранения повреждений и др.

5. Результаты исследований нашли отражение в методических рекомендациях и регламенте по технологии сварочных работ на нефтепродукто-проводах под избыточным давлением.

Основные предложенные в работе научно-технические решения подтверждены натурными испытаниями.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Васильев, Николай Алексеевич, Уфа

1. Бакши О.А., Зайцев Н.Л., Шрон Р.З. Повышение несущей способности нахлесточных и тавровых соединений с лобовыми швами // Сварочное производство. 1977. - № 9. - С. 3-5.

2. Березин В.Л. Выбор технологии заплавки каверн на магистральных нефтепроводах при капитальном ремонте. // Известия ВУЗов. 1964. - № 11. -С. 71-75.

3. Бабич В.К., Гуль Ю.П., Долженков И.Е. Деформационное старение стали. М.: Металлургия, 1972.- 241 с.

4. Болотин В.В. Ресурс машин и конструкций. М.: Машиностроение.448 с.

5. Воробьев В.А., Мирсаев Р.Н., Васильев Н.А. Определение ресурса оборудования, работающего под пульсирующим давлением коррозионных сред // Прикладная механика механохимического разрушения. Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2005. - № 1. - С. 9-10.

6. Васильев Н.А. Основы ремонтно-сварочных работ на действующих нефтепродуктопроводах. // Мониторинг и безопасность трубопроводных систем. Уфа: Транстэк, 2004. - № 3. - С.17-19.

7. ГОСТ 25-506-85. Расчеты и испытания на прочность. Методы механических испытаний металлов. Определение характеристик трещиностойкости (вязкости разрушения) при статическом нагружении. М.: Изд-во стандартов, 1985.- 61 с.

8. ГОСТ 9905-82 (СТ СЭВ 3283-81). Методы коррозионных испытаний. М.: Изд-во стандартов, 1982.

9. ГОСТ 10785-80. Трубы электросварные. Технические условия. М: Изд-во стандартов, 1981. - 30 с.

10. ГОСТ 1497-84 / СТ СЭВ 471-77. Металлы. Методы испытаний на растяжение. М.: Изд-во стандартов, 1985. - 17 с.

11. ГОСТ 10006-80 / СТ 476277/. Трубы металлические. Методы испытаний на растяжение. М.: Изд-во стандартов, 1981 . - 31 с.

12. ГОСТ 6996-66. Сварные соединения. Методы определения механических свойств. М.: Изд-во стандартов, 1978. - 29 с.

13. Гутман Э.М. Механохимия металлов и защита от коррозии. М.: Металлургия, 1981.-271 с.

14. Галлеев М.Н. Разработка технологии присоединения ответвлений к магистральным нефтепроводам без остановки перекачки: Дисс. канд. техн. наук.-Уфа, 1991.-201 с.

15. Гумеров К.М. Обеспечение безопасности длительно эксплуатируемых нефтепроводов регламентацией периодичности диагностики и совершенствованием технологии их ремонта / Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. Уфа, 2001.

16. Гумеров Р.С. Комплексная система обеспечения работоспособности нефтепроводов: Автореф. д-ра техн. наук. Уфа, 1997. - 47 с.

17. Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Гумеров Р.С. и др. Аварийно-восстановительный ремонт нефтепроводов. — М.: Недра, 1998. 271 с.

18. Гумеров А.Г., Зайнуллин Р.С, Ямалеев К.М. и др. Старение труб нефтепроводов. М.: Недра, 1995. - 218 с.

19. Гумеров А.Г., Зайнуллин Р.С., Гумеров Р.С. и др. Восстановление работоспособности труб нефтепроводов. Уфа: Башк. кн. изд-во, 1992.-236 с.

20. Гумеров А.Г., Хайруллин Ф.Г., Султанов М.Х., Собачкин А.С. Заварка коррозионных язв металла труб магистральный нефтепроводов под давлением // Нефтяная промышленность. Сер. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. М., 1985. - № 5. - С. 37-38.

21. ГОСТ 2095-85. Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов. М: Изд-во стандартов, 1986. - 27 с.

22. Зайнуллин Р.С., Абдуллин Р.С, Осипчук И.А. Повышение прочности и долговечности сварных элементов нефтехимической аппаратуры: М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1990. 63 с.

23. Зайнуллин Р.С, Халимов А.А. Ремонт сваркой элементов оборудования из стали 15Х5М без опорожнения от продукта. В кн. "Обеспечение работоспособности нефтяной аппаратуры". БашНИИстрой, Уфа. - 1999. - С. 43-56.

24. Зайнуллин Р.С, Воробьев В.А., Васильев Н.А. Методические рекомендации по оценке безопасных параметров ремонта сваркой действующих нефтепродуктопроводов. // Прикладная механика механохимического разрушения. Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2005. № 1. - С. 3-8.

25. Зайнуллин Р.С., Васильев Н.А., Воробьев В.А. Технология ремонтно-сварочных работ на нефтепродуктопроводах. Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2005.-21 с.

26. Зайнуллин Р.С Обеспечение работоспособности оборудования в условиях механохимической повреждаемости. Уфа: ИПК Госсобрание РБ, 1997.-426 с.

27. Заварка коррозионных язв металла труб магистральных нефтепроводов под давлением / А.Г. Гумеров, Ф.Г. Хайруллин, М.Х. Султанов, А.С. Собачкин // Нефт. пром-сть. Сер. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти: НТИС / ВНИИОЭНГ. 1985. - Вып. 5. - С. 37-38.

28. Давлетшина Ф.А. Восстановление несущей способности действующего продуктопровода с ослабленной стенкой: Автореф. канд. техн. наук. -Уфа, 1991.-25 с.

29. Зайнуллин Р.С, Пирогов А.Г. Расчетная оценка ресурса элементовоборудования на основе априорной информации. // Ресурс сосудов и трубопроводов. -ИПТЭР: ТРАНСТЭК, Уфа, 2000. С. 82-86.

30. Зайнуллин P.G., Абдуллин Р.С., Пирогов A.F. Исследование трещиностойкости элементов оборудования с учетом конструкционного и эксплуатационного факторов. // Ресурс сосудов и трубопроводов. ИПТЭР: ТРАНСТЭК, Уфа, 2000. - С. 87-94.

31. Зайнуллин Р.С., Абдуллин Р.С., Пирогов А.Г. Малоцикловая коррозионная трещиностойкость элементов трубопроводов. // Ресурс сосудов и трубопроводов.- ИПТЭР: ТРАНСТЭК, Уфа, 2000. С. 108-109.

32. Зайнуллин Р.С., Васильев Н.А., Воробьев В.А. Технология ремонтно-сварочных работ на нефтепродуктопроводах. Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2005.-21 с.

33. Зайнуллин Р.С., Бакши О.А., Абдуллин Р.С., Вахитов А.Г. Ресурс нефтехимического оборудования с механической неоднородностью. М.: Недра, 1998.-268 с.

34. Зайнуллин Р.С., Морозов Е.М., Александров А.А. Критерии безопасного разрушения элементов трубопроводных систем с трещинами. — М.: Наука, 2005. -316 с.

35. Зайнуллин Р.С., Вахитов А.Г. Предельное состояние элементов трубопроводных систем. Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2005. - 421 с.

36. Зайнуллин Р.С., Гумеров. А.Г. Повышение ресурса нефтепроводов. М.: Недра, 2000. 494 с.

37. Зайнуллин Р.С., Гумеров А.Г., Морозов Е.М. и др. Гидравлические испытания действующих нефтепроводов. М.: Недра, 1990. - 224 с.

38. Иванова B.C., Гордиенко JI.K., Геминов В.Н. и др. Роль дислокаций в упрочнении и разрушении хметаллов. М.: Наука, 1965. - 180 с.

39. Иванцов О.М., Харитонов В.И. Надежность магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1987. - 165 с.

40. Ито Ю., Мураками Ю., Хасебэ и др. Справочник по коэффициентам интенсивности напряжений: С74 в 2-х томах. М.: Мир, 1990. - 1016 с.

41. Инструкция по безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефте- и продуктопроводов под давлением: РД 39-0147103-360-89. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989.-59 с.

42. Инструкция по отбраковке труб при капитальном ремонте нефтепроводов:/ РД 39-0147103-334-86. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986. - 10 с.

43. Инструкция по приварке заплат и муфт на стенке труб нефтепроводов под давлением перекачиваемой нефти до 2,0 МПа: РД 39-0147103-330-86. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986. - 50 с.

44. Карзов Г.П., Леонов В.П., Тимофеев Б.Г. Сварные сосуды высокого давления. Л.: Машиностроение, 1982. - 287 с.

45. Когут Н.С., Шахматов М.В., Ерофеев В.В. Несущая способность сварных соединений. Львов. Свит, 1991. - 184 с.

46. Коцаньда С. Усталостное разрушение металлов. М.: Металлургия, 1976.-456 с.

47. Когаев В.П., Махутов Н.А., Гусенков А.П. Расчеты деталей машин и конструкций на прочность и долговечность. Справочник . - М.: Машиностроение, 1985. - 224 с.

48. Куркин С.А. Прочность сварных тонкостенных сосудов, работающих под давлением. М.: Машиностроение, 1976. - 184 с.

49. Лютцау В.Г. Современные представления о структурном механизме деформационного старения и его роли в развитии разрушения малоцикловой усталости. В кн.: Структурные факторы малоциклового разрушения. М.: Наука, 1977. - С. 5-19.

50. Лобанов Л.М., Махненко В.И., Труфяков В.И. Основы проектирования конструкций. Том 1. Киев: Наукова думка, 1993. - 416 с.

51. Мэнсон С. Температурные напряжения и малоцикловая усталость. -М.: Машиностроение 1974. 344 с.

52. Махутов Н.А. Сопротивление элементов конструкций хрупкому разрушению. М.: Машиностроение, 1973. - 200 с.

53. Магистральные нефтепроводы. СНиП 2.05.06-85*. М.: Стройиздат, 1985.-52 с.

54. MP ОБТ 8-03. Методические рекомендации. Технология ремонта действующих трубопроводов накладными элементами. МНТЦ «БЭСТС». -2003.-68 с.

55. MP ОБТ 10-03. Методические рекомендации. Технология сварочных работ на трубопроводах под избыточным давлением. МНТЦ «БЭСТС». -2003.- Ю с.

56. MP ОБТ 2-03. Методические рекомендации. Оценка качества труб по механическим свойствам. Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2003. - 16 с.

57. Махутов Н.А. Деформационные критерии разрушения и расчет элементов конструкций на прочность. М.: Машиностроение, 1981. - 237 с.

58. Механические свойства конструкционных материалов при низких температурах. Сб. научн. трудов: Пер. с англ. / Под ред. Фридляндера М.Н. -М.: Металлургия, 1983. 432 с.

59. Морозов Е.М. Расчет на прочность при наличии трещин. В кн.: Прочность материалов и конструкций. К.: Наукова Думка, 1975. - С. 375382.

60. Мороз JI.C., Чечулин Б.Б. Водородная хрупкость металлов. М.: Металлургия, 1967. - 255 с.

61. Механические напряжения котлов, работающих под давлением, из стали 18G2A. Г. Катовице, 1984. 76 с.

62. Методика оценки работоспособности труб линейной части нефтепроводов на основе диагностической информации. РД 39-00147105-001-91. -Уфа: ВНИИСПТнефть, 1992. С. 120-125.

63. Методика по выбору параметров труб и поверочного расчета линейной части магистральных нефтепроводов. РД 39-0147103-361-86. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987. - 38 с.

64. Морозов Е.М. Техническая механика разрушения. Уфа: МНТЦ "БЭСТС", 1997. - 429 с.

65. Методика оценки ресурса остаточной работоспособности технологического оборудования нефтеперерабатывающих, нефтехимических и химических производств. Волгоград: ВНИИКТНнефтехимоборудования, 1991. -44 с.

66. MP ОБТ 4-03. Методические рекомендации. Оценка степени опасности дефектов и приоритетности ремонта нефтепроводов. Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2003.-39 с.

67. Механика разрушения и прочность материалов. Справочное пособие. Т. 2. К.: Наукова Думка, 1988. - 619 с.

68. Методика оценки ресурса оборудования по параметрам испытаний и эксплуатации / Под ред. Р.С.Зайнуллина. М.: Металлургия, 1996. - 10 с.

69. Морозов Е.М., Зайнуллин Р.С., Пашков Ю.И., Гумеров Р.С, Мокро-усов С.Н., Ямуров Н.Р. Оценка трещиностойкости газонефтепроводных труб. М.: МИБСТС, 1997. - 75 с.

70. Николаев Г.А., Куркин С.А., Винокуров В.А. Сварные конструкции. Прочность сварных соединений и деформации конструкций. М: Высшая школа, 1982.- 2 72 с.

71. Нейбер Г. Концентрация напряжений. М.: ГИТЛ, 1974. - 204 с.

72. Навроцкий Д.И. Расчет сварных соединений с учетом концентрации напряжений. Л.: Машиностроение, 1968. - 170 с.

73. Новые методы оценки сопротивления металлов хрупкому разрушению. М.: Мир, 1972. - с. 439.

74. Надршин А.С. Разработка методов оценки ресурса демонтированного оборудования нефтехимических производств. Автореф. дис. на соискание ученой степени канд. техн. наук: 05.04.09. УГНТУ, Уфа, 1996. - 23 с.

75. Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок. М.: Энергоатомнадзор, 1989. - 525 с.

76. Оценка ресурса сосудов и трубопроводов по критериям статической прочности / Р.С. Зайнуллин, А.С. Надршин, М.Н. Кожикин. Уфа: МНТЦ "БЭСТС", 1995. 47 с.

77. Обеспечение работоспособности нефтепроводов и сосудов давления. Под ред. проф. Р.С. Зайнуллина. Изд-во ИПТЭР, Уфа, 1999. - 112 с.

78. Обеспечение работоспособности сосудов и трубопроводов. Под ред. проф. Р.С. Зайнуллина. М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1991. - 44 с.

79. Окерблом Н.О., Демянцевич В.П., Байкова И.П. Проектирование технологии изготовления сварных конструкций. Судпромгиз, Ленинград, 1963. - 602 с.

80. Пирогов А.Г. Определение запаса по коррозионной долговечности нефтепроводов, обеспечиваемого гидравлическими испытаниями. // Ресурс сосудов и трубопроводов. ИПТЭР: ТРАНСТЭК, Уфа, 2000. - С. 4-10.

81. Пирогов А.Г. Выбор параметров режима испытаний элементов оборудования. // Ресурс сосудов и трубопроводов. ИПТЭР: ТРАНСТЭК, Уфа, 2000.-С. 79-81.

82. Пирогов А.Г. Расчеты ресурса элементов оборудования по критериям малоцикловой трещиностойкости. // Ресурс сосудов и трубопроводов. -ИПТЭР: ТРАНСТЭК, Уфа, 2000. С. 106-107.

83. Пимштейн П.Г. и др. Расчет предварительной перегрузки сварных сосудов давления. Конструирование, исследование и расчеты аппаратов и трубопроводов высокого давления. Труды НИИХИММАШ, № 76, 1997. С. 45-49.

84. Поведение стали при циклических нагрузках. Под ред. проф. В. Даля. М.: Металлургия, 1983. - 568 с.

85. Порядок разработки декларации безопасности промышленного объекта Российской Федерации. М.: Госгортехнадзор РФ, 1996. - 22 с.

86. РД 39-00147105-016-98. Методика расчета прочности и устойчивости ремонтируемых линейных участков магистральных нефтепроводов с учетом дефектов, обнаруженных при диагностическом обследовании. Минтопэнерго, ИПТЭР, 1998. - 64 с.

87. РД 153-39-030-98. Методика ремонта дефектных участков магистральных нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики. Минтопэнерго, «Транснефть», «Диаскан», 1998.-60 с.

88. Регламент. Технология сварочных работ на линейной части магистральных нефтепродуктопроводов под избыточным давлением / Р.С. Зайнуллин, Р.Х. Хажиев, В.А. Воробьев, У.М. Мустафин, Н.А. Васильев. Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2005. -74.с.

89. РД 39-110-91. Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах. Уфа: ИПТЭР, 1992. - 147 с.

90. Ресурс ремонтных муфт нефтепроводов / ГумеровА.Г., Зайнуллин Р.С., Адиев Р.К. ИПТЭР: ТРАНСТЭК, Уфа, 2000. - 147 с.

91. РД 39-0147103-360-89. Инструкция по безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефте- и продуктопроводов под давлением. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989.-49 с.

92. РД 153-394-086-01. Технология сварочно-монтажных работ по установке ремонтных конструкций (и патрубков) на действующие магистральные нефтепроводы. М.: Транснефть, 2001. 82 с.

93. РД 153-39.4-067-00. Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов. М.: ОАО «Транснефть», 2000. -47 с.

94. РД 39-0147103-327-88. Инструкция по заварке коррозионного металла труб, нефтепроводов под давлением до 3,5 МПа. Миннефтепром, ВНИИСПТнефть, 1988.-46 с.

95. РД 39-0147103-334-86. Инструкция по приварке заплат и муфт на стенки труб нефтепроводов под давлением перекачиваемой среды до 2,0 МПа. Миннефтепром, ВНИИСПТнефть, 1986. - 49 с.

96. Серенсен С.В., Шнейдерович P.M., Гусенков А.П. и др. Прочность при малоцикловом нагружении. М.: Недра, 1975. - 392 с.

97. Собачкин А.С. Особенности технологии сварочных работ при ремонте нефтепроводов: Автореф. канд. техн. наук. Челябинск, 1991. - 20 с.

98. Собачкин А.С. Исследование параметров режима сварки на трубопроводах, находящихся под давлением // Исследования в области надежности и эффективности эксплуатации магистральных нефтепроводов: Сб. научн. тр. ВНИИСПТнефть. Уфа, 1987. - С. 31-37.

99. Сварные конструкции. Основы проектирования конструкций. Киев: Наукова думка, 1993. - 416 с.

100. Султанов М.Х., Собачкин А.С. Технология ремонта магистральных нефтепроводов // Обеспечение надежности магистральных нефтепроводов в условиях эксплуатации: Сб. научн. тр. ВНИИСПТнефть. Уфа, 1986. -С. 78-83.

101. Тимошенко С.П., Войновский-Кригер С. Пластинки и оболочки. -М.: Физматгиз, 1963. 526 с.

102. Шахматов М.В., Ерофеев В.В., Гумеров К.М. и др. Оценка допустимой дефектности нефтепроводов с учетом их реальной нагруженности. -Строительство трубопроводов. № 12, 1991. С. 37-41.

103. Фокин М.Ф., Трубицин В.А., Никитина Е.А. Оценка эксплуатационной долговечности магистральных нефтепроводов в зоне дефектов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1986.-43 с.

104. Халимов А.А. Технология ремонта конструктивных элементов нефтехимического оборудования из стали 15Х5М: Автореф. дисс. канд. техн. наук: 05.04.09. -Уфа, 1999. 19 с.

105. Хрупкие разрушения сварных соединений. Нью-Йорк. М: Машиностроение, 1967. - 320 с.

106. Ямалеев К.М., Гумеров Р.С. О классификации дефектов труб с позиции диагностики магистральных нефтепроводов. Тр. ИПТЭР "Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродукте проводов". Уфа: ИПТЭР, 1995. - С. 55-59.

107. Ямалеев К.М., Гумеров Р.С. Особенности разрушения металла труб магистральных нефтепроводов. Тр. ИПТЭР "Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктопроводов". Уфа: ИПТЭР, 1995. -С. 60-65.

108. Ямалеев К.М. Старение металла труб в процессе эксплуатации нефтепроводов. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - 64 с.

109. Ямалеев К.М. Влияние изменения физико-механических свойств металла труб на долговечность нефтепроводов. // Нефтяное хозяйство, № 9,-1985.-С. 50-53.

110. Ямалеев К.М., Молодцов Г.И. Старение металла труб нефтепроводов, обработанного энергией взрыва. В тр. ВНИИСПТнефть "Обеспечение надежности магистральных нефтепроводов в условиях эксплуатации. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986. - С. 56-61.