Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности ремонта магистральных газопроводов: концепция, методы, технические средства

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

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности ремонта магистральных газопроводов: концепция, методы, технические средства"

003054144 ВЕЛИЮЛИН ИБРАГИМ ИБРАГИМОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ: КОНЦЕПЦИЯ, МЕТОДЫ, ТЕХНИЧЕСКИЕ

СРЕДСТВА

Специальность 25.00.19 - «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

003054144

ВЕЛИГОЛИН ИБРАГИМ ИБРАГИМОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ: КОНЦЕПЦИЯ, МЕТОДЫ, ТЕХНИЧЕСКИЕ

СРЕДСТВА

Специальность 25.00.19 - «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ»

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор В.Н. Лозовский доктор технических наук, профессор A.M. Короленок доктор технических наук, профессор Ю.В. Колотилов

Ведущее предприятие: ООО «Уралтрансгаз» ОАО «Газпром»

Защита состоится «2$>> марта 2007 г. в 13.30 ч. на заседании диссертационного совета Д 511.001.02 при ООО «ВНИИГАЗ» по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, поселок Развилка

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «ВНИИГАЗ». Автореферат диссертации разослан «сН » февраля 2007 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук

Курганова И.Н.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Основой современной концепции ремонта линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром» является обеспечение эксплуатационной надежности Единой газотранспортной системы России с гарантированными поставками газа многочисленным потребителям при минимальных затратах. С 1992 г. в системе ОАО «Газпром» начались плановые работы по диагностике газопроводов с применением внутритрубных дефектоскопов, позволяющих выявлять повреждения стенки трубопроводов коррозионного и механического происхождения, это потребовало планирования и организации ремонта на новой эффективной основе. Если в середине 90-х годов выявлялось порядка 22 дефектов на 100 км (0,22/км), требующих ремонта или вырезки, то с 2000 года количество дефектов, подлежащих ремонту, составляет порядка 0,4/км. В настоящее время количество выявленных дефектов составляет более 252 тыс. единиц.

Кроме того, старение системы газопроводов выдвинуло ряд новых требований к разработке методологии оптимизации как сроков вывода газопроводов в ремонт, так и коренному пересмотру методов, средств, технологий и материалов для проведения качественного ремонта и восстановления технических параметров трубопроводов. Поэтому разработка новых методов и технических средств, повышающих эффективность ремонта магистральных газопроводов, является проблемой и актуальной темой исследований.

Цель диссертационной работы. Разработать новые методы и технические средства диагностики и ремонта газопроводов для создания системы поддержания длительной работоспособности восстановленных объектов.

Основные задачи исследования:

- разработка концепции ремонта газопроводов ОАО «Газпром» на среднесрочную и долгосрочную перспективу;

- разработка методики оптимизации вывода газопроводов в капитальный ремонт на основе критериальных оценок влияния различных факторов на трубопровод;

- создание очистного комплекса нового поколения для снятия любых типов изоляционных покрытий с трубопроводов в процессе производства ремонтных работ;

- разработка технологии и оборудования для нанесения мастичных покрытий на трубопроводы при отрицательных температурах;

- анализ влияния концентраторов напряжений на уровень допустимого давления в трубопроводе;

- обоснование и разработка способа упрочнения дефектных участков газопроводов с использованием бандажей из композиционных материалов;

- создание технических средств ликвидации сквозных повреждений на газопроводах под давлением газа;

- разработка способов вскрытия газопроводов, находящихся под давлением

газа;

- подготовка общей стратегии ремонта газопроводов, позволяющей осуществлять долгосрочное планирование инвестиций для обеспечения их работоспособности.

Научная новизна работы заключается в комплексном решении проблемы повышения эффективности ремонта газопроводов за счет своевременного выявления и устранения дефектов с минимальными затратами, определения оптимального срока вывода протяженных участков в ремонт и проведения комплекса организационно-технологических мероприятий по восстановлению работоспособности газопроводов.

Разработана концепция проведения широкомасштабной переизоляции газопроводов, обеспечивающая принципиально новый качественный уровень системы противокоррозионной защиты, позволяющий существенно снизить скорость протекания коррозионных и стресс-коррозионных процессов за счет

использования новых покрытий, ремонтных технологий, комплекса диагностических приборов и ремонтной техники.

На основе проведенных комплексных исследований определены критерии и разработана методика оптимизации вывода участков газопроводов в капитальный ремонт, учитывающая конструктивные, эксплуатационные и технико-экономические параметры объекта.

Впервые созданы метод и аппаратура выявления дефектов в металле трубопроводов с дневной поверхности Земли, основанные на использовании эффекта бесконтактной магнитометрии, что позволило выполнять альтернативную диагностику участков трубопроводов, не подготовленных для пропусков внутритрубных снарядов.

Разработана технология струйного термоабразивного воздействия на поверхность трубопровода и очистного комплекса для снятия любых типов изоляционных покрытий в широком диапазоне температур (от -30 до +40 град. С) окружающей среды, что позволило за один проход машины осуществлять снятие старых и подготовку поверхности труб под нанесение новых защитных покрытий.

Впервые разработана комплексная система ликвидации сквозных повреждений действующих газопроводов, позволяющая под давлением осуществлять перекрытие мест истечения газа в атмосферу, как при малых, так и при значительных уровнях его выброса. Создан и внедрен в производство комплект ремонтных устройств по устранению сквозных повреждений различных типоразмеров.

Разработана стратегия повышения эффективности ремонта газопроводов, позволяющая осуществлять долгосрочное планирование инвестиций в обеспечение требуемых объемов поставок газа потребителям.

На защиту выносятся:

1. Концепция ремонта магистральных газопроводов Единой системы газоснабжения (ЕСГ) России;

2. Обоснование критериев и методика оптимизации вывода газопроводов в капитальный ремонт;

3. Комплекс технологий и технических средств дефектоскопии трубопроводов и ликвидации сквозных повреждений газопроводов без остановки транспорта газа;

4. Комплекс методов и технологий ремонта труб с различными дефектами;

5. Методика расчета влияния физико-механических и конструктивных параметров бандажей на уровень упрочнения поврежденных участков трубопроводов и их напряженно-деформированное состояние (НДС);

6. Метод, технология и комплекс технических средств термоабразивной очистки трубопроводов от старых изоляционных покрытий и технология изоляции труб полиуретановыми мастиками при отрицательной температуре окружающей среды.

Практическая значимость результатов диссертационных исследований заключается в том, что на основе многочисленных стендовых испытаний и полигонных экспериментальных работ по изучению прочностных свойств труб с многообразными дефектами, аналитических исследований, трассовых апробаций различных технологий и методов ремонта трубопроводов, разработана действующая в системе ОАО «Газпром» нормативно-техническая документация, охватывающая весь спектр вопросов ремонта газопроводов.

Разработаны научные основы и подготовлена Программа работ по переизоляции газопроводов на период 2004-2010 г.г., утвержденная Председателем Правления ОАО «Газпром».

Результаты диссертационной работы - технология и аппаратура магнитометрического обследования газопроводов, технология и ремонтный материал - гибкий анизотропный рулонированный стеклопластик (ГАРС) для упрочнения дефектных участков газопроводов, выявленных при проведении диагностических работ, методика расчета опасности дефектов магистральных газопроводов, инструкция по повторному применению труб, бывших в эксплуатации, использованы: Управлением по транспортировке газа и газового

конденсата ОАО «Газпром», ООО «Волгоградтрансгаз», ООО «Волготрансгаз», ООО «Пермтрансгаз», ООО «Сургутгазпром», ООО «Томсктрансгаз», ООО «Югтрансгаз» и в ряде других. Практическая значимость основных результатов диссертации подтверждена соответствующими актами внедрения.

На основе изучения многообразных факторов, влияющих на эксплуатационную надежность системы магистральных газопроводов, разработана методика оптимального вывода газопроводов в ремонт, являющаяся руководством по оптимизации планирования ремонтных работ на газопроводах ОАО «Газпром».

Апробация работы. Основные результаты выполненных исследований докладывались и обсуждались на: отраслевых совещаниях по вопросам эксплуатации, обслуживания и ремонта газопроводов (Москва, 1994 и 1996, Екатеринбург, 2000, Григорчиково, Моск. обл., 2001, Волгоград, 2002, Сургут 2003, Ухта, 2003, Сочи, 2004); совещании главных инженеров газотранспортных Обществ ОАО «Газпром» по вопросам подготовки к масштабному ремонту изоляционных покрытий, (Москва 2003, 2004 г.г.); НТС ОАО «Стройтрансгаз» (Москва, 2004 г.); международных конференциях, симпозиумах и деловых встречах: «Международная деловая встреча «Диагностика 1994-2004» ( Ялта, 1995 - 1997 г.г., Сочи, 1998 - 1999 г.г., Кипр, 2000г., Тунис, 2001 г., Турция, 2002 г., Мальта, 2003 г., Египет, 2004 г.); «Обслуживание и ремонт газопроводов»(Словакия, 2000 г., Дубай (ОАЭ), 2004 г., International Conferance, Exhibition and Workshops for the Oil and Gas Industry «Pipeline Rehabilitetion and Maintenance» (Абу-Даби (ОАЭ), 1997 г., Прага, 2000 г., «Международный газовый конгресс» (Москва, 2005 г.); «Газотранспортные системы: настоящее и будущее» (Москва, 2005 г.).

Публикации. Результаты работы опубликованы в монографии, более чем в 260 научных статьях, в т.ч, в 9 публикациях в изданиях, входящих в «Перечень ...» ВК РФ, в 10 патентах и изобретениях.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, восьми глав, заключения, списка литературы, приложения. Содержит 384 стр. текста, 150 рис., 69 табл., списка литературы из 150 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цели исследования, научно-практическая и социально-экономическая значимость работы, приведена ее краткая аннотация и основные результаты.

В первой главе на базе обработки массива статистической информации об отказах дан анализ их распределения по длине газопроводов. Показано, что в зоне, непосредственно примыкающей к высокой стороне компрессорных станций (КС) и составляющей 11 % от рассматриваемой протяженности участков газопроводов, произошло 32 % случаев из общего числа отказов. Проведенные расчеты и анализ полученных результатов показывают, что 57 % аварий приходятся участок 0-50 км, при этом аварии, произошедшие на головном участке (0-20 км) составляют 50 % из них. Анализ распределения аварий по причине коррозионного растрескивания под напряжением (КРН) показал, что при их удельном весе, составляющем 40 % из общего количества случаев, на участке 0-50 км произошло 73 % отказов из них. Это указывает на необходимость первоочередного проведения полевой диагностики на головных участках газопроводов с целью выявления, устранения и предупреждения развития коррозионных и стресс-коррозионных дефектов. Также был выполнен анализ уровня аварийности в зависимости от срока эксплуатации газопроводов, в результате которого было установлено, что максимальное количество аварий приходится на интервал с 10 по 15 годы работы газотранспортных систем, а доля отказов в этом временном промежутке составляет 32 % от их общего числа.

Для оценки уровня дефектности трубопроводов по данным диагностических обследований и определения потенциально опасных участков,

проведен анализ дефектов на магистральных газопроводах на базе теоретических исследований по оценке НДС трубопровода при наличии повреждения.

Как следует из анализа результатов таблицы 1 величина коэффициента концентрации кольцевых напряжений с ростом ширины дефекта «в» уменьшается.

Таблица 1

10 ~3м в = 0,04 м в = 0,07 м в = 0,15 м в = 0,30 м

2 1,74 1,54 1,42 1,28

4 2,32 2,03 1,78 1,46

6 2,73 2,48 2,01 1,71

8 2,81 2,63 2,36 2,05

Зависимость уровня концентрации кольцевых напряжений от ширины дефекта можно аппроксимировать линейной зависимостью. В пределе, при ширине дефекта, равной периметру трубы, коэффициент концентрации при достаточной длине дефекта стремится к 1, поэтому на участках трубопроводов с широким охватом коррозионных очагов по нижней образующей вероятность отказа не столь значительна, что подтверждается в процессе эксплуатации газопроводов.

Влияние длины дефекта на коэффициент концентрации (при фиксированной глубине) оценивалось для осесимметричной расчетной схемы. В результате проведенных расчетов установлено, что, начиная с длины ~ 0,2 м коэффициент концентрации кольцевых напряжений в упругой области может быть принят постоянным.

На базе анализа технического состояния магистральных газопроводов, исследования влияния комплекса факторов, влияющих на скорость протекания коррозионных и стресс-коррозионных процессов, изучения характеристик изоляционных материалов и технологий их нанесения, разработана Программа по ремонту изоляционных покрытий на период 2004 - 2010 г.г.,

предусматривающая применение новых типов антикоррозионных материалов, обеспечивающих длительную защиту трубопроводов от коррозии.

Проведенные исследования показали, что одним из серьезных вопросов, требующих решения при капитальном ремонте магистральных газопроводов (МГ) методом переизоляции, является гармонизация действующих в настоящее время требований нормативно-технической документации к газопроводам, построенным в соответствии со старыми ведомственными строительными нормами (ВСН), содержащими более «мягкие» требования к качеству сварных соединений. Этим объясняется высокая дефектность кольцевых сварных соединений в процессе производства работ по переизоляции газопроводов. Например, при производстве ремонтных работ на линейной части МГ, эксплуатируемых в границах ООО «Волгоградтрансгаз», «Кавказтрансгаз», «Сургутгазпром», в процессе переизоляции выполняется практически 100%-ная браковка сварных соединений, на которых при эксплуатации не было ни одного отказа. С целью определения степени влияния некачественных кольцевых сварных соединений на аварийность, выполнен анализ аварийных ситуаций на линейной части магистральных газопроводов (ЛЧМГ) ОАО «Газпром» за период 1971 - 2002 гг. Всего за указанный период по причине некачественно выполненных сварных соединений зарегистрировано 129 аварий, что составляет свыше 12 % от всех аварий, имевших место на ЛЧМГ. При этом основной причиной аварий является наличие дефектных стыков вследствие неудовлетворительного качества сварочно-монтажных работ. Следует отметить, что из общего числа аварий, составляющих 106 единиц или 82 %, на основных нитках МГ 0 1020-1420 мм произошло 62 % аварий. В работе приводятся сводные данные по всем видам ущерба от аварий, нанесенного газотранспортным обществам ОАО «Газпром». Основными показателями, характеризующими материальный ущерб, являются: объем стравленного в атмосферу газа, объем недопоставки газа потребителям, количество (протяженность) замененных труб. В работе приводятся данные по удельной величине ущерба от аварий в различных эксплуатирующих организациях ОАО

«Газпром». Установлены средние показатели ущерба для единичной аварии по Обществу, которые выглядят следующим образом:

• время ликвидации аварии - 55,6 час.;

• потери газа - 5454,3 тыс.м3;

• недопоставки газа - 8728,2 тыс.м3'

• длина замененных труб - 40,0 м.

На основе имеющегося распределения аварий на газопроводах различного диаметра выполнена прогнозная оценка предполагаемого ущерба от аварий с учетом сроков эксплуатации МГ. Анализ влияния срока эксплуатации на аварийность газопроводов по причине брака в сварных соединениях показывает, что после 15-17 лет эксплуатации процесс стабилизируется, и, к этому сроку практически все дефекты сварки выявляются. В этой связи весьма важным является организация производства ремонтных работ, позволяющая снизить нагрузки и напряжения в сварных соединениях газопроводов. С этой целью разработана новая бесподъемная технология ремонта МГ с использованием технических средств, позволяющих осуществлять производство ремонтных работ в траншее без изменения пространственного положения трубопровода, сложившегося в процессе его длительной эксплуатации.

Для широкого внедрения данной технологии разработан механизированный комплекс, состоящий из специальных технических средств, позволяющий применить поточный метод организации производства ремонтных работ при переизоляции участков магистральных газопроводов, и организован серийный выпуск ремонтной техники. Аналогов предлагаемой технологии в мировой практике нет. Механизированный комплекс унифицирован, защищен патентом РФ и аттестован комиссией ОАО «Газпром».

С учетом длительного опыта составления программ по ремонту газопроводов, анализа отказов и эффективности производства ремонтных работ, совокупности технико-экономических показателей различных методов

ремонта и существующих технических средств, а также на основе информации о развитии генеральной схемы ЕСГ, разработана концепция ремонта газопроводов на среднесрочную и долгосрочную перспективу. Как показывает анализ технического состояния газопроводов во временном аспекте, возрастную структуру МГ ОАО «Газпром» целесообразно представить в виде 4-х возрастных групп:

первая - со сроком эксплуатации до 5 лет (протяженность 4626,3 км или 3,1 %);

вторая - со сроком эксплуатации от 5 до 20 лет (протяженность -70522,4 км или 46,5 %);

третья - со сроком эксплуатации от 20 до 30 лет (протяженность -43105,6 км или 28,4%);

четвертая - со сроком эксплуатации более 30 лет (протяженность -33373,9 км или 22,0 %).

На газопроводах 1-ой группы не предполагается проведение как диагностических, так и ремонтных работ, так как за столь короткий период эксплуатации серьезных повреждений в металле трубопровода не происходит.

Основным методом производства ремонтных работ для МГ со сроком эксплуатации от 5 до 20 лет является выборочный ремонт с применением: сварки в сочетании с зашлифовкой; сварных и сборно-разборных металлических муфт; бандажей; стеклопластиковых и полимерно-композиционных муфт.

Основным методом диагностических работ на газопроводах П-ой группы является обязательное проведение внутритрубной дефектоскопии с выявлением коррозионных и механических повреждений металла труб, так, как в этом временном промежутке уже возможны процессы проявления механических повреждений изоляционных покрытий, зарождения и протекания коррозии на отдельных участках газопроводов. Ведущим методом производства работ должна стать масштабная переизоляция газопроводов с частичной заменой труб. На «горячих» участках наиболее целесообразным, при проведении

данного метода ремонта, является применение высокопрочных полиуретановых мастичных покрытий с гарантированным сроком службы 30 лет.

На газопроводах Ш-ей группы диагностическое обследование участков МГ должно осуществляться методами ВТД и магнитометрии с разработкой проектов производства работ на капитальный ремонт трубопроводов, которые, как правило, будут заключаться в переизоляции газопроводов с выборочной заменой труб. Применение магнитометрической диагностики на газопроводах данной группы обосновывается тем, что значительная часть газопроводов не подготовлена к пропускам ВТД.

Газопроводы со сроком эксплуатации свыше 30 лет (IV группа), в значительной степени, не подготовленные к проведению ВТД, могут быть обследованы с применением комплексных электрометрических измерений, магнитометрического метода, а также различных средств полевой диагностики. Для газопроводов данной группы доминантной диагностики является глубокий анализ информации с ранжированием участков на стресс-коррозионные и другие потенциально опасные для дальнейшей эксплуатации. При проведении ремонтных работ на таких участках, основным, как правило, является метод с заменой дефектных труб трубами с заводской изоляцией, что даст возможность значительно повысить надежность отремонтированных участков МГ.

Предложенная методология позволяет оптимизировать и прогнозировать инвестиции, направляемые на поддержание функциональных параметров газотранспортных систем. Разработана долгосрочная прогнозная программа ремонта «Южного», «Центрального» и «Северного» коридоров ЕСГ.

Вторая глава посвящена экспериментальным исследованиям газопроводных труб с различными поверхностными дефектами. Работе предшествовал анализ отечественного и зарубежного опыта и информации в данной области. Были проанализированы данные испытаний, проведенных ведущими российскими учеными-экспериментаторам: М.П. Анучкиным, Н.И. Аненковым, A.C. Болотовым, И.Е.Литвиным, зарубежными исследователями -А.Р. Даффи, Дж. М. Мак Клуром, Д.Р. Ирвиным, X. Адачи, С.Н. Красневским и

теоретические исследования В.В.Болотина, Б.Н. Завойчинского, И.Н. Кургановой, В.В. Харионовского, В.П. Черния, В.В. Рождественского, зарубежных авторов: A.A. Гриффитса, И.К. Фолиаса, Ф. Эрдогана, Д. Барлоу и ряда др.

В связи с тем, что практически все экспериментальные работы с трубами, содержащими дефекты, в нашей стране проводились до начала 80-х годов, когда не было достаточной статистики по типоразмерам и характеру наиболее значимых дефектов, а также по трубам, в значительной степени подверженным старению в процессе эксплуатации, эксперименты проводились бессистемно и, в основном, на трубах с искусственными дефектами. Разнообразие типов, размеров и форм поверхностных дефектов, встречающихся на газопроводах, делает задачу экспериментального исследования всех этих факторов крайне широкой и дорогостоящей. Это потребовало научного обоснования и построения четко продуманного плана экспериментов. На базе знаний о соотношениях и характеристиках, связывающих исследуемые объекты, были разработаны схемы, методики и программы проведения исследовательских работ.

Одними из наиболее распространенных типов дефектов на трубопроводах ОАО «Газпром» являются вмятины и гофры. Так, по данным пропусков внутритрубных дефектоскопов на газопроводах, эксплуатируемых ООО «Волгоградтрансгаз» и конденсатопроводах ООО «Оренбурггазпром», на перегонах между КС и насосными станциями (НС) количество указанных дефектов достигает от 500 до 1500 единиц, т.е. среднее число их на километровом участке составляет порядка 10 штук. Естественно, что перед эксплуатирующими Обществами встают вопросы о допустимости такого рода концентраторов напряжений в трубопроводах и оптимальных методах их устранений.

Для решения данных вопросов на стенде, состоящем из трех отрезков труб диаметром 1220 мм с вмятинами и гофрами, была проведена серия экспериментальных работ. С использованием электронного измерителя

показаний ИДЦ-1 определялись численные значения напряжений в дефектной и бездефектной зонах при различных состояниях нагруженности стенда: в исходном; с бетонным пригрузом, весом 3,8 т, установленным на стенде посередине пролета; заполненным водой без наличия пригруза; заполненным водой при наличии пригруза; заполненным водой с пригрузом и с созданием различного уровня внутреннего давления в стенде. Глубина всех дефектов, выдержавших полный цикл испытаний, значительно уменьшилась, т.е. произошло восстановление геометрии труб на дефектных участках. Также общим явилось то, что на участках с вмятинами и гофрами после испытаний имелась сетка мелких трещин по границам и в середине части дефектов. Испытания выдержали вмятины и гофры либо не имевшие дополнительных концентраторов, либо с повреждениями глубиной до 20 % от толщины стенки. Исследования показали отсутствие дополнительных напряжений, что говорит о возможности применения циклического нагружения трубопровода для снятия или снижения уровня напряжений в зонах механических дефектов типа вмятин и гофров. Впервые в отечественной практике был испытан участок с двумя рядом расположенными вмятинами примерно одинаковых размеров (180 х 260 х 16,6). Ширина перемычки между дефектами, где произошло разрушение, составляла 47 мм.

Во второй половине 90-х годов в связи с реконструкцией компрессорных станций и переходом к эксплуатации более мощных и высокопроизводительных газоперекачивающих агрегатов остро стал вопрос о возможности сохранения существующих технологических трубопроводов, в том числе имеющих срок функционирования 20 - 30 лет. С целью оценки уровня фактического технического состояния труб технологических трубопроводов обвязок КС, определения норм отбраковки, исследования ремонтопригодности, отработки методов и технологий ремонта был создан стенд, состоящий из фрагментов трубопроводных обвязок компрессорных станций, прослуживших длительное время в разных регионах страны. Стенды представляли собой конструкции с максимальным приближением

имитирующие технологические системы обвязочных трубопроводов КС. В соответствии с разработанной программой экспериментальных работ исследования предусматривали проведение гидравлических испытаний стендов на циклические нагрузки. Помимо дефектов усталостного характера, имевших место в стендах от длительной эксплуатации фрагментов, на трубах и элементах (отводы, тройники) были нанесены концентраторы напряжений в виде продольных надрезов длиной 300 мм и глубиной 50 % от толщины стенки.

На первом стенде, который показан на рис. 1, гидравлические испытания проводились в четыре этапа, характеризующиеся различным уровнем давления, размаха и продолжительностью циклов (табл. 2).

Рис.1. Схема проведения испытаний стенда на усталость циклическим нагружениям: 1 - стенд; 2 - клапан; 3 - демпфер; 4 - резервуар; 5 - насос основной; 6 - насос вибрационный

_ _ _ _ ___Таблица 2

Номер этапа Ртах атм. Ртт атм. Размах, атм. Время работы насоса, мин. Л цикл/мин Кол-во циклов

I 75 65 10 470 5 2350

II 65 55 10 550 4 2200

III 76 64 12 1347 5 6735

IV 81 60 21 1292 2,5 3230

Всего: 14415

На первом этапе циклических испытаний стенда разрушение произошло в месте врезки отвода 0 720 в трубу 0 1020 мм. Причиной разрыва явился один из часто встречаемых типов дефектов в виде непровара корня шва, допущенный при сооружении обвязки компрессорной станции. За более чем двадцатилетний период эксплуатации и дополнительной наработки на стенде 2350 циклов дефект развился и привел к образованию и раскрытию трещины длиной 207 мм. Кроме того, в процессе проведения 1-го цикла было отмечено подрастание двух трещин на тройнике длиной 80 мм и 140 мм. Видимых изменений в искусственных концентраторах не наблюдалось. Разрушенный участок стенда был вырезан для металлографических исследований, а испытания стенда продолжены.

На втором этапе давление варьировалось в пределах 5,5-6,5 МПа и был нанесен дополнительный щелевидный концентратор. Было наработано 2200 циклов. Значимых изменений не было обнаружено.

На третьем этапе испытаний размах величин давления циклических нагрузок составлял 6,4-7,6 МПа. После проведения 1460 циклов испытаний при осмотре были обнаружены трещины длиной 70-80 мм на искусственных концентраторах. Количество циклов на этапе составило 6735.

Четвертый этап (ввиду наступления заморозков) проводился по ускоренной программе в режиме Ртя, = 8,1 МПа и Рт1п = 6,0 МПа. Скорость испытаний составила 2,5 цикла в минуту. Было проведено 3230 циклов нагружений.

Таким образом, в процессе комплекса испытаний было наработано 14515 циклов, характеризующихся различными режимами работы стенда. Для пересчета результатов испытаний и приведения их к условиям эксплуатации была использована зависимость И. А. Одинга, позволяющая произвести вычисления эквивалентных напряжений от нулевого цикла

СТэкВ.о = ^(2 ста • ата0. (! )

Где атЯ1 - макс, значение напряжений фактического цикла нагружения; <т„ -амплитудное значение напряжений фактического цикла нагружения.

По величинам эквивалентных напряжений для каждого этапа испытаний определялось число циклов эквивалентного нагружения, после чего определяли общее для всех этапов количество нагружений. Полученные результаты затем можно пересчитать для любых других условий. Для сталей на стадии развития трещины можно принять m = 3. В последующем, при получении фактической величины «т», расчеты можно скорректировать.

Эквивалентное (по повреждаемости) число циклов определяли по зависимости

Nk/N, = (o,/ak)m, (2)

где индекс i и к относится к первому и второму режимам нагружения, характеризуемым соответствующей величиной напряжений а, и стк.

В таблице 3 приведены результаты приведения режимов нагружения по всем этапам к одному уровню, условно принятому за эксплуатационный.

Таблица 3

Номер этапа Режим нагружения Число циклов Приведенное число циклов

Pmm, МПа Ртях, МПа

I 6,5 7,5 2350 3290

II 5,5 6,5 2200 2200

III 6,4 7,6 6735 9429

IV 6,0 8,1 3230 13889

Суммарная эквивалентная наработка 28808

На втором стенде (рис. 2), представляющем более сложную конструкцию, после 22024 циклов нагружений в пределах 5,5-7,5 МПа разрушение произошло по внутренней части отвода 0 720 мм в зоне сварного соединения с раскрытием трещины на длине 87 мм. В качестве материала исследований служили отечественные углеродистые и низколегированные трубные стали, применяемые для изготовления магистральных газопроводов.

3750 7500

НИ

Образцы для исследования изготавливали из темплетов, вырезанных из труб магистральных газопроводов Б! = 720 мм (темплет 1) и Б2 = 1020 мм (темплет 2), толщина которых составляла соответственно 20 и 16 мм. Трубы проработали в составе магистрального газопровода в течение 28 лет. Темплеты для исследования были вырезаны из зоны сочленения обеих труб в месте разрушения, произошедшего в процессе полигонных испытаний участка трубопровода. Для выявления анизотропии свойств материала труб образцы для испытаний на ударный изгиб и трещиностойкость были вырезаны в различных направлениях в соответствии с ГОСТ 25.506-85.

На основании полученных экспериментальных данных построены кинетические диаграммы усталостного разрушения исследованных сталей.

Общим признаком для большинства зависимостей ^(у) - 1§(АК) является наличие перегибов, характеризующих изменение скорости роста трещины. Особенно отчетливо перегибы проявляются в диапазоне скоростей роста усталостной трещины 5 ■ 10"8 < V < 8 • 10"6 м/цикл, и размаха коэффициента интенсивности напряжений 20 < К < 80 МПа • м"2.

Наблюдение на полированной внешней поверхности образца за развитием пластической зоны в вершине трещины показало, что на определенном этапе до значений ДК= 40 - 46 МПа • м'д размер пластической зоны (гР) незначительно возрастает с увеличением длины усталостной трещины.

Для всех типов образцов исследуемых трубных сталей, независимо от направления вырезки, при достижении значений ДК. = 40 МПа • м|/2 наблюдаются колебательные изменения значений V при дальнейшем возрастании значений размаха КИН. Это связано с наступлением макропластической нестабильности, а также с образованием многочисленных продольных и поперечных трещин, замедляющих рост усталостной трещины.

В целом, в результате комплекса исследований на усталость трубных сталей установлено, что параметры трещиностойкости большинства сталей незначительно изменяются в начальные 10-15 лет эксплуатации газопроводов, и более существенно изменяются после 20 - 25 лет эксплуатации. При этом в бездефектной зоне характеристики металла практически не снижаются, в то время как на участках с поверхностными дефектами уровень снижения значений параметров может достигать значительных изменений (в 3 - 5 раз).

Третья глава посвящена разработке способа упрочнения ослабленных участков газопроводов с использованием бандажей из композиционных материалов. В нашей стране исследования и разработка способа упрочнения ослабленных участков трубопроводов с использованием композиционных материалов проводились во ВНИИГАЗе и ВНИИСПТнефти (ныне ИПТЭР) с начала 80-х годов. Экспериментально на трубах с одинаковыми искусственными дефектами проверялись прочностные свойства различных типов материалов, включая стеклохолсты, стеклоткани, металлические сетки, ровинг, которые пропитывались клеевыми составами, разработанными Институтом химии высокомолекулярных соединений (ИХВС) АН Украины. Из перечисленных рулонных материалов наиболее технологичными и прочными оказались тонкие стеклоткани типов Э-4/1-46П и ТР-0,7.

Стендовые испытания труб с дефектами, бандажированными стекломатериалами, показали, что они позволяют восстановить несущую способность дефектных участков на 20 - 25 %. В процессе проведения экспериментальных работ были использованы клеевые полиэфирные композиции типа Спрут-МП и Адгезив-С. Отработка технологии и испытание материалов в реальных условиях эксплуатации проводились на участках газопровода Средняя Азия - Центр вблизи КС "Тулей" и КС "Акчалок" и на участке нефтепровода за НС «Шевченко».

Для предотвращения коррозионных процессов на ремонтируемых участках после механической очистки, удаления рыхлых продуктов коррозии и обезжиривания поверхность газопровода обрабатывалась преобразователем ржавчины. При изучении поведения клеевой композиции "Адгезив-С" в условиях климата Средней Азии при температуре окружающей среды 30°С и более, было подтверждено резкое влияние температуры окружающей среды на срок жизнеспособности, о которой институтом-разработчиком была представлена лишь качественная информация. Жизнеспособность клея по рецептуре, предложенной ИХВС, рассчитанной для 20°С, оказалась ничтожно малой, не позволяющей проводить ремонтные работы. Экспериментальным путем была определена оптимальная рецептура с уменьшенными объемами 3-го и 4-го компонентов в 5 - 6 раз при сохранении соотношения основных составляющих 2:1. Влияние температуры окружающей среды и воздействие солнечной радиации компенсируется изменением содержания инициатора и ускорителя реакции полимеризации. После проведения опытно-промышленных работ на участках действующих газо- и нефтепроводов ремонтные места были засыпаны, и эксплуатация трубопроводов осуществлялась в штатном режиме. Через 6 месяцев участки были вскрыты и осмотрены. Было установлено, что бандажи по верхней части (купол) трубопроводов (от 4 до 8 час.) сохранились в первоначальном состоянии, а по нижней образующей труб конструкция была нарушена: отсутствовала адгезия, клеевой состав был размыт, ткань провисала.

В 90-е годы работы проводились совместно с НПО «Стеклопластик». В результате совместных исследований с учетом накопленного опыта и анализа экспериментальных данных был создан гибкий анизотропный рулонированный стеклопластик (ГАРС) /ТУ 2296-152-05786904-99/ и получен патент на изобретение № 2177582 (приоритет изобретения от 21 декабря 2001 г.). Ремонтная муфта ГАРС по прочностным свойствам на 15 % превзошла американский материал «Клок-Спринг» и вытеснила его с российского рынка. В последние годы ГАРС составляет 90 % из общего объема ремонтных муфт, используемых в ОАО «Газпром».

Проведенные ВНИИГАЗом (с привлечением организаций АО "Композит", ВИАМ), исследования показали, что для ремонта газопроводов, имеющих коррозионные и стресс-коррозионные трещины, каверны, свищи, отдельные механические повреждения и т.п. дефекты, весьма перспективным является применение полимерных составов быстрого отверждения, к которым относятся металлонаполненные и анаэробные герметики.

На базе изучения композиций «Дурметалл» (Швейцария) и «Униреп» (Германия) был создан отечественный металлонаполненный герметик. Оптимальным составом такого герметика явилась композиция, включающая основу (модифицированную эпоксидную смолу), металлический наполнитель определенной дисперсности и отверждающий агент. Указанные компоненты при смешивании образуют пастообразную массу, которая отверждается за 2030 минут и достигает максимальной твердости, равной 0,97 балла по ГОСТ-52233-67. На основе созданной металлополимерной композиции совместно с НПО "Композит" разработан полимерный металлонаполненный герметик "Металлополимер" с улучшенными физико-механическими характеристиками: Стотр = 600 кгс/см2 и сгсж = 1300 кгс/см2. Испытания "Металлополимера" для определения возможности его использования при ремонте дефектов на трубах газопроводов проводились на базе предприятия "Уренгойгазпром". На поверхность трубы были нанесены концентраторы, имитирующие различные виды дефектов, встречающиеся на эксплуатируемых трубопроводах (риски,

коррозионные каверны, сквозные свищи и трещины). Перечень и размеры дефектов-концентраторов приведены на рис. 3.

1а

16

! 12

012 0П

Г % й й а^ л

V У

16

1 в

а >60°

тт/хш.

¡б 0120

/У/А

0 90

1в

Рис.3. Размеры дефектов-концентраторов: 1 а - свищи; 1 б - продольные риски-надрезы; 1в - выточка-каверна

Проведенные испытания показали, что полимерная композиция "Металлополимер" может быть использована для ремонта различных повреждений стенки газопровода как самостоятельно, так и в сочетании с другими методами.

Для ремонта различного рода дефектов разработан клей "Монолит", в каждый компонент которого входят органические (полимерные) соединения, которые при смешении основы и отвердителя вступают в химическую реакцию и образуют разветвленную трехмерную структуру.

В процессе исследований возможности торможения процесса коррозионного растрескивания труб магистральных газопроводов, были проведены эксперименты по блокированию стресс-коррозионных трещин анаэробными герметиками. Анализ показал, что 100 %-ное заполнение трещин обеспечивается высокой степенью проникновения герметика с гарантией полной изоляции металла от воздействий внешней среды и исключения возможности дальнейшего развития электрохимической коррозии.

С целью определения влияния характеристик бандажа на уровень предельного давления в трубопроводе была разработана методика расчета двухслойной трубы (внутренний слой - стальная труба, внешний - бандаж) под действием внутреннего и внешнего давлений (рнс. 4).

С учетом соотношений, связывающих деформацию и перемещения, характеристик материала трубы и бандажа, а также условий равновесия, выражение для прогиба имеет вид:

\У(Г) = (1 - V - 2\г) / Е [{[а2 Р, - (а + Ь)2 Р] / (а + Ь)2- а2} • г + + [(1 / 2\) - 1] • [а2 (а + Ь)2 • (Р - Р,)] / [(а + И)2 - а2 г)] • (1 / г)],

где Е - модуль Юнга; V - коэффициент Пуассона; стг - напряжение в радиальном направлении; г - текущая координата; И - толщина трубы.

Уровень предельного давления может быть определен в зависимости от условий. Например: начало отрыва бандажа от трубы, разрыв бандажа по дуге и пр. Возьмем другое условие: разрыв трубы. Это условие имеет вид: Р, - Р = сгт- Ь., где <гт - предел текучести. Тогда, приняв V = 0,3 (коэффициент Пуассона для стали) определим предельное давление Рь Оно имеет вид:

Р1 = (<гг" Ьк {(1 / М + [1 ( Ь.)]> + [2у • (1 - ?)-К-Рати]-{[(1+Ь.)к <1 + Ь.

- - (4)

+ ь.)к]/[(1 + ь.+ ь.)2К-(1+11.)2К]})/Д Ч,

где I ( Ьк) = уау,(1 + у) + у(1 - V2) • К • [(1+Ь.+ Ь.)ж + (1+Ь)Ж] / [(1 + Ь. + + Ь.)2К-(1 + Ь.)2К].

Рис. 4. Расчетная схема для определения влияния характеристик бандажа на уровень предельного давления в трубопроводе

Зависимость т от Ь. для значений а = 200; V] = 0,3; V = 0,3 приведена на рис. 5.

Также получено решение задачи по оптимизации характеристик упрочняющего покрытия для труб с пустотелой и заполненной наполнителем каверной и определению оптимальных свойств наполнителя.

В четвертой главе рассмотрены вопросы обоснования вывода газопроводов в капитальный ремонт и оптимизации технико-экономических показателей производства ремонтных работ.

Одним из важнейших элементов в обеспечении надежной эксплуатации газопроводов является своевременность вывода участков трубопроводов в ремонт. Критерием технического обоснования целесообразности вывода газопровода в ремонт являются данные о его техническом состоянии, полученные путем проведения внутритрубной дефектоскопии, электрометрических и магнитометрических обследований, контроля роста коррозионных и стресс-коррозионных дефектов, измерений напряженно-деформированного состояния участков труб и пр. При этом определяющими

являются критерии, характеризующие состояние металла и изоляционного покрытия труб.

Рис. 5. Зависимость предельного давления от характеристик бандажа

Технико-экономическое обоснование необходимости вывода магистрального газопровода в капитальный ремонт может быть определено следующими группами критериев: технического состояния, конструктивными, технологическими, эксплуатационными, последствий аварии газопровода и последствий вывода газопровода в ремонт.

На первой стадии оценки целесообразности вывода магистрального газопровода в ремонт определяется степень опасности дефекта в соответствии с действующими нормативами по освидетельствованию и отбраковке труб или с применением экспресс-диагностики свойств металла газопровода с учетом коррозионных повреждений. При этом наиболее опасным видом структурной поврежденности металла является его охрупчивание и снижение характеристик

трещиностойкости, особенно, при наличии в металле концентраторов, находящихся за пределами чувствительности применяемых в практике средств диагностического контроля. Исходное состояние металла труб оценивают по образцам, отработанным из аварийного запаса, а свойства в течение эксплуатации - по результатам испытания образцов, отобранных из труб при ремонте газопроводов. Опасным считается структурно-физическое состояние металла, когда его температура вязко-хрупкого перехода по 50 % волокна в изломе стандартного образца КСУ сместилась в область положительных температур (20 °С).

Основными параметрами, характеризующими состояние металла труб, влияющими на вывод газопроводов в ремонт, являются статическая и циклическая трещиностойкость.

Статическая трещиностойкость труб определяется расчетным методом при наличии информации о механических свойствах материала, уровня напряжений, параметров дефекта. При этом сопротивление хрупкому разрушению считается обеспеченным, если для дефекта в виде трещины в рассматриваемом режиме эксплуатации выполняется условие:

К,*[К,], (5)

где К| и [К|] - расчетное и допускаемое значения коэффициента интенсивности напряжений.

Для газопровода, нагруженного внутренним давлением и имеющего поверхностную полуэллиптическую трещину длиной 2с и глубиной а:

К, = [ц (стрМр + а(|Мч)-(яа / Ю3)0'5] / О, (6)

где: т| - коэффициент, учитывающий влияние концентрации напряжений; аР -составляющая напряжений растяжения, МПа; стч - составляющая изгибных напряжений, МПа; МР и Мч поправочные коэффициенты, учитывающие характер распределения напряжений; О - коэффициент формы трещины. Формула 6 справедлива при а < 0,25с и а/с < 2/3 (с - толщина стенки трубы).

Для дополнительного расчета на трещиностойкость газопроводов разработана программа «Комета-ресурс», позволяющая учитывать реальные режимы эксплуатации и физико-механические характеристики металла.

Определение уровня приоритетности вывода участка газопровода в капитальный ремонт осуществляется на базе анализа комплекса технических параметров, приведенных на рис. 6.

Рис. 6. Критерии вывода магистрального газопровода в ремонт

Программа расчета «Комета ремонт», выполненная в диалоговом режиме, позволяет поэтапно, от анализа единичного дефекта в металле с промежуточным анализом состояния изоляции, условий пролегания трассы, технико-экономического сопоставления различных методов ремонта,

последствий вывода участка из эксплуатации, и т.д., определить наиболее экономичный способ ремонта и получить численные значения потребности в материальных и трудовых ресурсах, а также продолжительности ремонтного процесса и общей стоимости работ.

В пятой главе рассмотрены вопросы создания отечественных средств дефектоскопии трубопроводов.

Уже на начальной стадии проведения ремонтных работ на трубопроводах стало очевидным, что без информации о техническом состоянии как изоляционного покрытия, так и металла труб, невозможно в полной мере оценить и спланировать объемы ремонтных работ. Если приборы для определения повреждений изоляционного покрытия были созданы достаточно быстро, то процесс создания аппаратуры для поиска дефектов в металле трубопроводов складывался намного сложнее. В нашей стране разработка внутритрубных дефектоскопов началась во второй половине 70-х годов. Работы велись параллельно тремя организациями - ВНИИГАЗом, Союзгазавтоматикой (Саратовский филиал), МНПО «Спектр» с привлечением ИФМ УО АН. В качестве основной теоретической базы использовались разработки П.А. Халилеева и П.А.Григорьева, которых по праву можно назвать родоначальниками отечественной внутритрубной дефектоскопии трубопроводов. Разработки проводились в двух направлениях: с использованием электромагнитной цилиндрической системы намагничивания стенки трубопровода и с применением постоянных магнитов. В середине 80-х годов был изготовлен ряд снарядов, результаты пропусков которых были неудовлетворительными. С 1987 во ВНИИГАЗе руководство по созданию дефектоскопов было поручено автору. На основе анализа материалов по испытанию труб с дефектами были пересмотрены технические требования к выявляемым дефектам, была значительно упрощена конструкция дефектоскопа с использованием системы намагничивания постоянными магнитами.

В результате проведенных работ был создан первый отечественный внутритрубный магнитный снаряд-дефектоскоп для обследования

действующих магистральных газопроводов диаметром 1220 мм, успешно прошедший испытания.

Однако, в связи с тем, что более 65 % участков газопроводов ОАО «Газпром» оказались не подготовленными к пропуску внутритрубных дефектоскопов, и получение информации о техническом состоянии трубопроводов осуществлялось на основе косвенных данных электрометрических обследований, для выявления и анализа дефектов в металле трубопроводов с поверхности земли без их вскрытия впервые в мировой практике был разработан бесконтактный метод контроля. Метод основан на использовании собственного магнитного поля, генерируемого трубопроводом под действием статического и пульсирующего давления газа. При этом, измерение параметров магнитного поля может фиксироваться как в режиме эксплуатации газопровода, так и при отсутствии в нем давления газа. Принцип действия прибора (рис. 7) основан на измерении максимального разностного значения напряженности собственного магнитного поля трубопровода в области дефекта относительно значения напряженности магнитного поля материала труб бездефектной зоны.

Рнс.7. Прибор для обнаружения дефектов бесконтактным методом: 1 - тележка; 2 - блок датчиков; 3 - электронный блок; 4 - аккумулятор; 5 - обследуемый газопровод

15 м

Зона регистрации

В настоящее время прибором ежегодно обследуется порядка 500 км газопроводов с 75 % - 80 % достоверностью выявляемое™ дефектов. Им оснащено ОАО «Татнефть», прибор вошел в стандарт предприятия ООО «Севергазпром», также он используется на трубопроводах низкого давления.

В настоящее время в системе ОАО «Газпром» действует Инструкция по магнитометрическому контролю ЛЧМГ газонефтепродуктопроводов ВРД 391.11-027-2001.

Одним из важнейших этапов процесса производства работ по капитальному ремонту газонефтепроводов является проведение диагностики, принятие решения по отбраковке и установление метода ремонта дефектного участка. Наибольшую актуальность данный элемент ремонтного процесса приобрел с развертыванием широкомасштабных работ по переизоляции газопроводов. После удаления изношенного покрытия на отдельных участках наряду с повреждениями, выявляемыми визуально, при отбраковке и демонтаже труб выявляются дефекты в виде трещин и очагов КРН. Кроме того, стало очевидным, что без сплошной дефектоскопии сварных соединений можно (и с большой долей вероятности это имеет место на большинстве отремонтированных участках) пропустить существенные дефекты. При этом, несомненно, дефектовке подлежат как кольцевые стыки, так и заводские продольные и спиральные швы.

Для проверки подходов и отработки аппаратуры был создан уникальный стенд из труб, бывших в эксплуатации, с наличием всего спектра реальных дефектов, встречающихся на газопроводах. В результате проведенных работ разработана и изготовлена автоматизированная ультразвуковая установка «АВТОКОН-МГТУ», предназначенная для наружного ультразвукового контроля качества сварных кольцевых и продольных швов, а также тела труб магистральных трубопроводов диаметром 720 -ь 1420 мм. Для оперативного контроля стенок газопроводов аналогичных диаметров изготовлен сканер-дефектоскоп, позволяющий выполнять оценку состояния всей поверхности

трубы со средней скоростью 150 - 200 п.м. в час (максимальная скорость сканирования составляет 10 п.м./мин.) и могут применяться в процессе производства капитального ремонта газопроводов.

В шестой главе рассмотрены способы и средства ремонта сквозных дефектов трубопроводов. Практика эксплуатации газопроводов показывает, что одной из серьезных проблем, стоящих перед газотранспортными предприятиями отрасли, является ликвидация свищевых повреждений в стенках труб, через которые теряются значительные объемы природного газа, что, приводит к значительному ущербу и загрязнению окружающей среды. Кроме того, сквозные дефекты в трубах являются источниками возникновения взрывов и пожаров в местах прохождения трасс газопроводов и расположения компрессорных станций.

Проведенный анализ методов и средств ликвидации свищевых повреждений позволил определить и развить наиболее перспективные технологии проведения ремонтных работ при ликвидации сквозных дефектов.

Из двух основных вариантов ремонта - снаружи и изнутри, ликвидация сквозных локальных дефектов газопровода без остановки перекачки продукта снаружи технически проще, чем изнутри, так как значительно упрощается определение местоположения дефекта, доставка технических средств ремонта и возможность установки на трубу различных пространственных конструкций. Разработан, изготовлен и внедрен на предприятиях отрасли комплекс ремонтных устройств герметизации сквозных повреждений трубопроводов под давлением газа, включающий:

- устройство для заделки свищей типа УЗС-1, позволяющее осуществлять ремонт свищевых отверстий диаметром до 14 мм. Перекрытие отверстия производится эластичным тампоном, который при подтягивании шпильки, загоняемой внутрь трубы, расширяется и перекрывает отверстие;

- ремонтный хомут ВГ-101, применение которого целесообразно при перекрытии свищевых повреждений и единичных сквозных коррозионных каверн диаметром до 25 мм. Хомут ВГ-101 (рис. 8) состоит из стакана (1) с

отводом шлангом (2) и винтовым затвором (3) и крепежного хомута (4), соединенного со стаканом натяжными болтами (5).

Рис. 8. Ремонт при помощи хомута ВГ - 101: а) установка устройств на свищ; б) заделка свища; 1 - хомут; 2 - затяжной болт; 3 - стакан; 4 - винтовой затвор;

5 - затяжной болт

Хомут устанавливается на трубе в непосредственной близости от дефекта при помощи затяжных болтов. Перемещением хомута по трубе стакан надвигается на дефект. После прекращения выхода газа из-под зафиксированного стакана, затвор (3) завинчивается до упора, при этом полностью прекращается выход газа из отводного шланга;

- ремонтная муфта, предназначенная для перекрытия свищевых и коррозионных повреждений, размеры которых не позволяют использовать для их ремонта устройство УЗС-01 и ремонтный хомут ВГ-101. Муфта состоит из двух полумуфт - опорной и герметизирующей, которые одеваются на трубу и соединяются вдоль образующей при помощи стяжных болтов.

й)

Герметизирующая полумуфта снабжена краном высокого давления для свободного выхода газа во время установки муфты и уплотняющего кольца. Кроме того, для исключения возможности повреждения стенки трубопровода при установке муфты и герметизации пространства между трубой и муфтой на обеих полумуфтах вдоль радиальных и продольных образующих в специальном пазе установлен уплотпительный элемент.

Проанализированы методы и средства ремонта изнутри трубопроводов, служащие также для перекрытия трубопроводов, включающие механические, физические и физико-химические способы. Из рассмотренных типов устройств наиболее экономичными и перспективными являются устройства с проходным сечением, позволяющие локализовать место врезки или дефекта без остановки транспорта газа.

Получены выражения, устанавливающие зависимость между тормозным усилием на перекрывающих устройствах и длиной тормозного пробега, а также расчетные формулы для определения величины изменения давления в трубопроводе при его полном или частичном перекрытии.

Создано устройство (рис. 9) (авторское свидетельство № 2117851), позволяющее осуществить локальное перекрытие дефектного участка и его ремонт с незначительным снижением проходного сечения трубопровода.

/

II

10

Рис.9. Устройство для перекрытия трубопровода

В седьмой главе проведен анализ возможности вскрытия действующего участка газопровода большого диаметра с дефектом в рамках допусков действующей документации по безопасному производству работ. В работе приведены схемы и разрезы профилей траншей при всевозможных вариантах земляных работ с использованием цепных, роторных, роторных вскрышных экскаваторов с доработкой грунта подкапывающими машинами и вручную. По совокупности технико-экономических показателей определен оптимальный вариант вскрытия участка подземного газопровода, который вошел в «Инструкцию по ремонту локальных участков газопроводов выборочным способом».

В восьмой главе рассмотрены вопросы очистки трубопроводов от изоляционных покрытий и возможности изоляции трубопроводов в зимних условиях. Создание очистной техники для снятия изоляционных материалов и качественной подготовки поверхности трубопроводов является одной из острейших проблем на предприятиях отрасли. Особенно актуален вопрос для Обществ, эксплуатирующих газопроводы в северных регионах страны.

При производстве работ по переизоляции трубопроводов удаление изношенных покрытий является наиболее трудоемкой частью ремонтных работ, от проведения которых зависят как скорость и уровень производства отбраковки дефектных участков трубопроводов, так и качество нанесения новых покрытий. Традиционные технологии и технические средства очистки подразделяются на два вида:

- механическая очистка, включающая средства из скребков и щеток;

- водоструйная очистка, при которой старое покрытие удаляется водяной струей высокого давления порядка 150 - 240 МПа.

Теоретической базой для разработки новых видов очистных машин явилась разработанная методика расчета газовых течений с твердыми частицами. Известно, что скорость термоабразивной очистки существенно зависит от скорости и плотности потока частиц. Поэтому для решения этой задачи важным было рассчитать течение в аэродинамических соплах.

Течение потока в соплах существенно зависит от размера частиц, их формы, режима течения, отставания частиц от потока газа и т.д. Это обусловлено рядом специфических особенностей течения смеси газа с частицами и потребовало разработки теории расчета таких течений. Следует заметить, что условия работы термоабразивного аппарата по расходу и давлению ограничиваются применением существующих компрессоров. Так, для трассового исполнения очистного устройства, где необходимо использовать компрессор с максимально возможными характеристиками по производительности при небольшом уровне давления, был выбран компрессор с производительностью Стах = 16 м3/мин, Ртах = 10 атм. Другой важной проблемой в создании аппаратов термоабразивной очистки является подогрев потока газа с частицами до определенной температуры, зависящей от типа очищаемого покрытия. Известно, что эрозионный процесс разрушения материала зависит от температуры струи потока. Кроме того, существует предел, до которого можно нагреть частицы, определяемой соотношением расходов горячего газа и абразивных частиц.

Из многообразия факторов, определяющих степень воздействия потока на покрытие, необходимо выделить следующие основные величины: скорость частиц \у$ и угол их падения на поверхность, плотность потока массы частиц т8 (массовый расход твердой фазы, отнесенный к площади поперечного сечения струи), Нсг - эффективная энтальпия эрозионного разрушения.

Унос массы покрытия в первом приближении определяется этими величинами и, если скорость соударения частиц с покрытием выше некоторой пороговой величины, его можно определить из выражения:

Л [ тсг(«<25 / 2)] = тегНег, (7)

где тсг (кг/м2с) - секундный унос массы покрытия с единицы площади поверхности, т| - коэффициент преобразования кинетической энергии соударения частиц в энергию разрушения материала преграды. Величина т] в свою очередь зависит от скорости соударения и материала покрытия - при >у5 = лукр она составляет 0,1 (начало разрушения и, собственно, определение

\укр), а при лу5 = 2 лукрт| = 0,9. Величина Нег подобна теплоте плавления, но зависит от структуры материала, его температуры и ряда других параметров.

Из сказанного следует, что задача определения воздействия гетерогенной струи на поверхность конкретного покрытия должна решаться экспериментально. Теоретические исследования и расчеты позволяют лишь выделить те параметры гетерогенной струи, изменение соотношения которых может привести к интенсификации процесса разрушения поверхности. Поэтому основное внимание в данной работе уделялось исследованию влияния параметров установки термоабразивной очистки и геометрии разгонного сопла на характеристики гетерогенной струи.

Математическая модель течения смеси частиц и газа в сверхзвуковом разгонном сопле основана на применении законов сохранения массы, импульса и энергии к случаю двухскоростной двухтемпературной среды. Для задания связей, определяющих взаимодействия сред, используется уравнение движения частицы в газе и закон конвективного теплообмена между частицей и газом.

В общем виде уравнение движения сферической частицы имеет вид: я • (с!3/6) • р5 • (сЬу5ЛИ) = (1/2) • Сп • я (с!3/6) • |\у - \у,| • (уу - >у5) + (1/2) • я (с13/6) • р - (с1ЛН) • (\У - ЛУ5) + (3/2) • с12л/(ярц) (<1 ЛИ) • (уу - \у5) • (йт / ^(т-1)) (8)

+ £ Ё;,

где х - продольная координата, ( и т - время, р и р5 - плотность газа и частиц, (1 -диаметр частиц, ц - вязкость газа, уу и лу5 - скорости газа и частиц.

Первый член в правой части уравнения соответствует силе аэродинамического сопротивления, второй - "присоединенной" к частице массы газа, третий - силе Бассе, а последний - X ^ - характеризует силы, приложенные со стороны внешнего потенциального поля (например, гравитационного, электрического, магнитного).

Поскольку плотность твердых частиц во много раз превышает плотность газа, членами уравнения, содержащими присоединенную массу и силу Бассе, можно пренебречь. С точки зрения эрозионного разрушения основной интерес представляют высокоскоростные потоки, поэтому уже при с15 > 10 мкм

37

максимальное значение силы, обусловленной градиентом давления, и силы тяжести значительно меньше силы аэродинамического сопротивления.

Таким образом, уравнение движения твердой частицы в высокоскоростном газовом потоке приобретает вид

с1р5 (сЬу5 / (11) = (3/4) С„ р |лу - лу5|(>у - лу5), (9)

или с учетом стационарности течения

(1р5п5 ((Ьу5 /дх) = (3/4) С0 р |лу - лу5|(\у - лу5). (10)

Значение коэффициента С0 в общем случае зависит от нескольких безразмерных критериев подобия, важнейшими из которых являются числа Маха и Рейнольдса

М5 = |>у - лу5| / л/(к11Т), Яс5 = с1р5 |>у - >у8| / ц. (11)

При этом основными упрощающими физическими допущениями, положенными в основу данной математической модели, являются следующие:

- предполагается отсутствие трения и теплообмена между смесью и стенками разгонного сопла;

- не учтены взаимодействие между частицами и стенками сопла (отскок и торможение в пограничном слое) и интерференция между частицами в потоке;

- не учтен конечный удельный объем твердой фазы;

- течение считается одномерным, а распределение твердой фазы считается равномерным в каждом сечении.

Особое внимание при создании очистной машины было уделено отработке конструктивно - технологических решений и параметров работы термоабразивного инструмента (рис. 10), поскольку в значительной степени успех работы комплекса зависел от качества работы инструмента.

В результате проведенных теоретических и экспериментальных исследований для ремонтных работ в северных условиях, впервые в мировой практике был создан механизированный передвижной комплекс для снятия любых типов изоляционных покрытий с трубопроводов больших диаметров и одновременной подготовки поверхности под новое покрытие.

Рнс.10. Термоабразивный аппарат: 1- втулка с полостью для топлива (бензин, керосин); 2 - втулка с полостью для поступления воздуха; 3 - форсунка; 4 -кожух; 5 - свеча; 6 - фланец; 7 - подвижная втулка; 8 - сопло; 9 - труба; 10 -труба; 11 - кольцо; 12-труба; 13 -шнековый завихритель; 14-опорная пластина; 15 - втулка; 16 - сопло; 17 - гайка

Для российских условий особо важным является вопрос разработки технологии трассовой изоляции в зимнее время.

Исследования и разработка проводились в лабораторных, полигонных и трассовых условиях. Работы велись с использованием полиуретановой мастики «Хемпатан 35690» датской фирмы «Хемпл», важным положительным качеством которого является возможность прямого нанесения мастики на трубу без применения праймера. Это удешевляет изоляцию, упрощает и ускоряет процесс производства работ. В ходе экспериментальных работ на открытой площадке Копейского завода изоляции труб и на действующем газопроводе «Челябинск-Петровск» Челябинского ЛПУ покрытие наносилось в декабре и середине марта 1999 и 2000 г.г. Нанесение композиции «Хемпатан 35690» производилось с помощью установки ОгасоНуёгаСа!. Требуемая толщина покрытия достигается за несколько проходов методом «мокрое по мокрому». Толщина покрытия, достигаемая за один проход, составла около 0,5 мм. С

целью сокращения потерь материала и обеспечения гладкости получаемого покрытия, окрасочный факел направляли перпендикулярно к окрашиваемой поверхности.

Высыхание покрытия до исчезновения отлипа при температуре трубы 20 °С составило 10 мин., полное отверждение - в зависимости от температуры трубы и окружающего воздуха происходло в течение 1 - 7 суток. В течение первых суток после нанесения покрытия, оно должно быть защищено от атмосферных осадков и механического воздействия.

На основании отработанных режимов формирования покрытия «Хемпатан 35690» его нанесение в зимних условиях рекомендовано при температуре окружающего воздуха до - 10 °С и температуре покрываемой поверхности не ниже 5 °С. Исследования состояния покрытия в последующие годы после нанесения показали высокую степень адгезии и хорошее качество материала.

Таким образом, на базе экспериментальных исследований, полигонных и трассовых испытаний разработана технология, обеспечивающая качественную изоляцию трубопроводов с использованием полиуретановых мастик при отрицательных значениях температур окружающего воздуха.

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

В результате проведенных исследований, расчетов и анализа данных, получены следующие результаты:

1. Разработана концепция ремонта ЕСГ ОАО «Газпром», основанная на анализе технического состояния магистральных газопроводов и комплекса технико-экономических показателей различных методов, технических средств, технологий и материалов, применяемых при производстве ремонтных работ.

2. На базе анализа комплекса технических параметров, с учетом влияния весовых долей различных факторов, применения оптимальных технологических и организационных форм ремонта разработана методика определения приоритетности вывода конкретного участка газопровода в

капитальный ремонт. Разработана программа расчета «Комета ремонт», позволяющая определить экономичный способ ремонта.

3. Создан механизированный очистной комплекс для снятия любых типов изоляционных покрытий и одновременной подготовки поверхности перед нанесением нового покрытия. В качестве основного рабочего инструмента применено термоабразивное сопло, позволяющее осуществлять одновременную подачу горячего воздуха и абразива со сверхзвуковой скоростью. Создан комплекс ручного оборудования для очистки локальных участков.

4. В результате экспериментальных исследований, полигонных и трассовых испытаний отработана технология нанесения полиуретановых мастик на трубопроводы при отрицательных температурах. Технология проведения работ обеспечивает качественную защиту трубопроводов от коррозии в течение длительного периода эксплуатации.

5. На базе комплекса теоретических и экспериментальных исследований разработан и создан ремонтный композиционный материал для упрочнения дефектных участков трубопроводов, превзошедший зарубежные аналоги. Разработана методика расчета влияния характеристик упрочняющего бандажа на уровень предельного давления в трубопроводе. Определены параметры ремонтных муфт для характерных типоразмеров дефектов. Результаты исследований были использованы при составлении «Инструкции по ремонту дефектных труб магистральных газопроводов полимерными композитными материалами».

6. На основе теоретических исследований влияния геометрических параметров дефектов на уровень концентрации напряжений установлено, что, начиная с длины дефекта от 0,2 м, коэффициент концентрации кольцевых напряжений в упругой области может быть принят постоянным. В области больших глубин влияние ширины дефекта на величину коэффициента концентрации кольцевых напряжений незначительно.

Экспериментально установлено, что дефекты в виде вмятин и гофров с глубиной до 2-х толщин стенок при наличии дополнительных концентраторов

глубиной до 20 % толщины трубы не представляют опасности и не требуют снижения уровня давления или ремонта. В случае двух или нескольких рядом (на расстоянии 50 - 100 мм) расположенных вмятин, гофров или их сочетания, наиболее опасным местом является перемычка между указанными дефектами. При длительной эксплуатации (20 - 25 лет) в бездефектной зоне характеристики металла практически не снижаются, в то время как на участках с поверхностными дефектами процессы снижения значений параметров могут достигать значительных изменений (в 3 - 5 раз).

7. Для ремонта сквозных дефектов на газопроводах под давлением газа разработаны и внедрены в производство технология, комплекс устройств и нормативная документация.

8. В области технологии и организации ремонта проведен анализ возможности производства земляных работ и разработана оптимальная организационно-технологическая схема по вскрытию подземного участка газопровода, находящегося под давлением газа.

9. Создан индикатор аномалий металла (ИАМ), позволяющий выявлять дефекты в металле подземного трубопровода с поверхности земли. Подтвержденная многочисленными визуальными и инструментальными обследованиями достоверность результатов составляет 75 - 80 %. Для диагностики участков трубопроводов в процессе производства капитального ремонта созданы два типа наружных сканеров дефектоскопов - магнитный и ультразвуковой, позволяющие выявлять весь спектр повреждений в трубах.

10. Разработана общая стратегия ремонта газопроводов, позволяющая осуществлять долгосрочное планирование инвестиций для обеспечения работоспособности газопроводов.

Основные результаты диссертационной работы представлены в следующих публикациях:

1. Будзулпк Б.В., Губанок И.И., Салюков В.В., Велиюлин И.И.

Концепция ремонта линейной части магистральных газопроводов // Газовая промышленность. - 2003. - № 8. - С. 62-65.

2. Будзуляк Б.В., Дедешко В.Н., Салюков В.В., Велиюлин И.И., Решетников А.Д. Ремонт линейной части магистральных газопроводов // Газовая промышленность. - 1999. -№ 11. - С. 33-36.

3. Будзуляк Б.В., Дедешко В.Н., Салюков В.В., Нагорнов K.M., Велиюлин И.И., Решетников А.Д., Петров H.A. Формирование концепции ремонта линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром» // НТС. Сер. Ремонт трубопроводов. - М.: ООО «ИРЦ Газпром». - 1999. - № 1-2. -С. 417.

4. Велиюлин H.H. Анализ выполнения ремонтных работ на линейной части газопроводов России // НТС. Сер. Транспорт и подземное хранение газа.

- М.: ООО «ИРЦ Газпром». - 1994. - № 3. - С. 1-3.

5. Велиюлин И.И. Выбор стратегии капитального ремонта газопроводов по данным диагностики // Тр. ООО «ВНИИГАЗ». Надежность и ресурс газопроводных конструкций. - М.: ООО «ВНИИГАЗ». 2003, С. 260-263.

6. Велиюлин И.И. Выбор стратегии капитального ремонта газопроводов по данным диагностики // Двенадцатая Международная деловая встреча «Диагностика-2002»: Материалы встречи. Тунис. Апрель 2002 - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002. - Т.З. - Ч. 1. - С. 62-64.

7. Велиюлин И.И. Исследование старения металла трубопроводов // НТС. Сер. Транспорт и подземное хранение газа. - М.: ООО «ИРЦ Газпром». - 1994.

- № 4. - С. 1-3.

8. Велиюлин И.И. Исследование опасности дефекта в зависимости от его геометрических размеров // ЭИ. Сер. Транспорт и подземное хранение нефти и газа, - 1994. -№ 2. -С. 1-3.

9. Велиюлин И.И. Научное и экспериментальное обоснование обеспечения прочности газопроводов // Ремонт, восстановление, модернизация. - 2004. -№ 5. -С. 30-31.

10. Велиюлин И.И. Определение остаточного ресурса работы металла трубопроводов неразрушающим методом // НТС. Сер. Транспорт и подземное хранение газа. - М.: ООО «ИРЦ Газпром». - 1995. - № 1-2. - С. 25-27.

11. Велиюлин И.И. Устранение свищевых повреждений под давлением газа// НТС. Сер. Транспорт и подземное хранение газа. - М.: ООО «ИРЦ Газпром». - 1994. - № 3. - С. 4-6.

12. Велиюлин И.И. Совершенствование методов ремонта газопроводов. -М.: Нефть и газ, 1997. - 224 с.

13. Велиюлин И.И. и др. Пат. 23479 РФ (полезная модель), 1Л7П6КЗ/02. Задвижка шиберная. - № 2001126116/20; Заявлено 29.06.2001; Опубл.

20.06.2002, Бюл. № 17.

14. Велиюлин И.И. и др. Пат. 2219422 РФ, С27П6Ь55/168. Заглушка и способ монтажа ее на объект. - № 2001126117/06; Заявлено 26.09.2001; Опубл.

20.12.2003, Бюл. №35.

15. Велиюлин И.И. и др. Пат. 2171941 РФ, С17П6Ь1/06. Комбинированное плитное балластирующее устройство. - № 2000128994/06; Заявлено 21.11.2000; Опубл. 10.08.2001, Бюл. № 22.

16. Велиюлин И.И. и др. Пат. 2177582 РФ, С17П6Ь55/175. Способ ремонта трубы. - № 2000118185/06; Заявлено 13.07.2000; Опубл. 27.12.2001, Бюл. № 36.

17. Велиюлин И.И. и др. Пат. 11608 РФ (полезная модель), Ш6С0Ш27/72. Устройство бесконтактного магнитометрического контроля состояния металла трубопроводов,- № 99105867; Заявлено 26.03.1999; Опубл. 16.10.1999, Бюл. № 10.

18. Велиюлин И.И. п др. Пат. 2117851 РФ, С16П6Ь55/18. Устройство для перекрытия трубопровода. - № 96103739/06; Заявлено 26.02.1996; Опубл. 20.08.98, Бюл. № 27.

19. Велиюлин И.И., Альшанов А.П., Гуссак В.Д. и др. Современный и качественный ремонт - гарантия надежности газопроводов // Тр. ООО «ВНИИГАЗ». Наука о природном газе. Настоящее и будущее. - М.: ООО «ВНИИГАЗ». 1998, С. 338-345.

20. Велиюлин И.И., Альшанов А.П., Гуссак В.Д., Седых A.A. Оптимальная профилактика линейной части газопроводов // Газовая промышленность. - 1990. - С. 25-27.

21. Велиюлин И.И., Гусев В. А., Спирин В. А., Поваров О.В. Сверхзвуковые термоструйные технологии для очистки газопроводов // Газовая промышленность. - 2003. - № 4. - С. 60-62.

22. Велиюлин И.И., Касьянов А.Н., Гнеушев A.M. и др. Опыт использования магнитометрического прибора для дистанционного обнаружения дефектов металла труб на объектах предприятия «Уралтрансгаз» // Восьмая Международная деловая встреча «Диагностика-1998»: Материалы встречи г. Сочи апрель 1998.-М.: ООО «ИРЦ Газпром», 1998. -Т.2, - С. 50-56.

23. Велиюлин И.И., Лобанов В.П., Лукомскнй А.Т и др. Анализ ликвидации свищевых повреждений под давлением газа // НТС. Сер. Транспорт и подземное хранение нефти и газа. - М.: ООО «ИРЦ Газпром». - 1994. - № 5. -С. 12-18.

24. Велиюлин И.И., Лобанов В.П., Касьянов А.Н. и др. Применение метода бесконтактной магнитометрической диагностики на газопроводах ОАО «Газпром» // Тр. ООО «ВНИИГАЗ». Надежность и ресурс газопроводных конструкций. - М.: ООО «ВНИИГАЗ». 2003, С. 321-328.

25. Велиюлин И.И., Магдалинская И.В., Растворцева A.M. и др. О возможности повторного использования труб в магистральных газопроводах // Ремонт, восстановление, модернизация. - 2004. - № 1. - С 39-40.

26. Велиюлин И.И., Магдалинская И.В., Растворцева A.M. и др. О повторном использовании труб, бывших в эксплуатации, при ремонте и реконструкции газопроводов // Тр. ООО «ВНИИГАЗ». Надежность и ресурс газопроводных конструкций. - М.: ООО «ВНИИГАЗ». 2003, С. 329-332.

27. Велиюлнн И.И., Покровский C.B., Лобанов В.П. и др. О ликвидации свищевых повреждений на газопроводах // НТС. Сер. Транспорт и подземное хранение газа. - М.: ООО «ИРЦ Газпром». - 1997. - № 2. - С. 3-9.

28. Велиюлнн И.И., Решетников А.Д., Александров Д.Ю., Кошелева М.А. Статистика отказов магистральных газопроводов // НТС. Сер. Ремонт трубопроводов. - М.: ООО «ИРЦ Газпром». - 2001. - № 3. - С. 13-18.

29. Велиюлнн И.И., Решетников А.Д., Голенко Ю.В. Новая технология ремонта газопроводов по данным внутритрубной диагностики // Десятая Международная деловая встреча «Диагностика-2000»: Материалы встречи Кипр апрель 2000. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000. - Т. 2. - С. 45-48.

30. Велиюлнн И.И., Решетников А.Д., Крылов П.В., Булычев М.Н. и др. Планирование ремонтных работ с учетом приоритета газопровода // Газовая промышленность. - 2006. - № 10. - С. 74-77.

31. Велиюлнн И.И., Решетников А.Д., Стебенев В.Н. и др. Исследование остаточного ресурса и остаточной прочности элементов технологических трубопроводов обвязки КС // НТС. Сер. Ремонт трубопроводов. - М.: ООО «ИРЦ Газпром». - 2000. - № 1-2. - С. 28-33.

32. Велиюлин И.И., Седых А.Д., Альшанов А.П. и др. Статистический анализ размеров дефектов при разрушении магистральных трубопроводов // НТС. Сер. Транспорт и подземное хранение газа. - М.: «ИРЦ Газпром». - 1989. - № 6. - С. 6-14.

33. Велиюлин И.И., Тимофеев АЛ. Диагностика и ремонт сквозных повреждений на газопроводах // Восьмая Международная деловая встреча «Диагностика-1998»: Материалы встречи г. Сочи 1998. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 1998. - Т.2. - С. 56-64.

34. Велиюлнн И.И. и др. Экспериментальные исследования труб с дефектами //Газовая промышленность. - 1991. - № 3. - С. 9-10.

35. Галиуллин З.Т., Розов В.Н., Велиюлин И.И., Голенко Ю.В., Решетников А.Д. Анализ стресс-коррозионных трещин и возможные методы

ремонта // НТС. Сер. Транспорт и подземное хранение газа. - М.: ООО «ИРЦ Газпром». - 1996 - № 5. - С. 3-12.

36. Салюков В.В., Велиюлин И.И., Решетников А.Д. Оптимизация диагностических и ремонтных работ // Газовая промышленность. - 2006. - № 1. -С. 32-33.

37. Тухбатуллнн Ф.Г., Велиюлин И.И., Решетников А.Д., Тимофеев

А.Л. Анализ эффективности диагностики при оптимизации ремонта магистральных газопроводов // Одиннадцатая Международная деловая встреча «Диагностика-2001»: Материалы встречи Тунис 2001. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2001. - Т.2. - Ч. 1.-С. 165-169.

Подписано к печати « 14 » февраля 2007 г. Заказ № 200210121 Тираж 150 экз. 2 уч.-изд.л.ф-т 60x84/16

Отпечатано в ООО «ВНИИГАЗ» по адресу 142717, Московская область, Ленинский р-н, п. Развилка, ООО «ВНИИГАЗ»

Содержание диссертации, доктора технических наук, Велиюлин, Ибрагим Ибрагимович

Введение

Глава 1. Анализ технического состояния и разработка концепции ремонта газопроводов ОАО «Газпром»

1.1 Анализ отказов магистральных газопроводов

1.2 Статистический анализ размеров критических дефектов магистральных газопроводов

1.3 Анализ стресс-коррозионных дефектов и разработка методов их ремонта

1.4 Теоретические основы анализа опасности дефектов на магистральных газопроводах

1.5 Концепция ремонта газопроводов на современном этапе развития ЕСГ ОАО «Газпром

1.6 Технология производства капитального ремонта линейной части магистральных трубопроводов и стратегия ремонта 45 газопроводов ОАО «Газпром»

1.7 Цель и основные задачи исследования

Глава 2. Экспериментальные исследования газопроводных труб с различными поверхностными дефектами и отработка методов их 67 ремонта

2.1 Планирование экспериментальных работ

2.2 Экспериментальные исследования труб с различным сроком эксплуатации и типоразмерами дефектов

2.3 Исследование возможностей сварочных технологий для ремонта продольно ориентированных дефектов

2.4 Экспериментальные исследования труб с вмятинами и гофрами

2.5 Экспериментальные исследования трубопроводов обвязок компрессорных станций

2.5.1 Гидравлические испытания трубопроводов на циклические нагрузки

2.5.2 Тензометрические обследования трубопроводов

2.5.3 Проведение металлографического и фрактографического анализов микроструктуры испытанных образцов Выводы по второй главе

Глава 3. Иссследование возможности применения композиционных материалов при ремонте дефектных участков трубопроводов

3.1 Постановка задачи

3.2 Исследование прочностных свойств стеклопластиковых материалов

3.3 Аналитические и экспериментальные исследования эффективности упрочнения дефектных труб композиционными 159 бандажами

3.4 Определение влияния характеристик бандажа на уровень ^ предельного давления в трубопроводе

Выводы по третьей главе

Глава 4. Разработка методики обоснования вывода газопроводов в капитальный ремонт 4.1 Критерии вывода линейной части магистральных газопроводов в капитальный ремонт

4.1.1 Критерии технического состояния газопровода

4.1.2 Критерии параметров и условий эксплуатации газопроводов

4.1.3 Критерии последствий аварии газопровода и вывода его в ремонт

4.2 Определение целесообразности вывода газопровода в ремонт Выводы по четвертой главе

Глава 5. Совершенствование методов и средств контроля ^ газопроводов для оптимизации ремонта

5.1 Разработка и создание отечественной системы магнитной дефектоскопии газопроводов

5.2 Разработка бесконтактного метода контроля технического состояния трубопроводов

5.3 Разработка и создание наружного сканера-дефектоскопа для проведения работ по отбраковке труб в процессе проведения 219 капитального ремонта трубопроводов

Выводы по пятой главе

Глава 6. Разработка методов и технических средств ликвидации сквозных повреждений газопроводов при ремонте без остановки 231 перекачки газа

6.1 Разработка наружных методов и средств ремонта сквозных повреждений

6.2 Разработка внутренних срезок перекрытия сквозных повреждений

6.3 Расчет движения перекрывающего устройства по трубопроводу

6.4 Разработка внутренних средств ремонта трубопроводов

Выводы по шестой главе

Глава 7. Разработка способов вскрытия газопроводов без остановки транспорта газа

7.1 Вскрытие газопровода при движении гусеницы над ^^ трубопроводом

7.1.1 Вскрытие газопровода роторными экскаваторами

7.1.2 Вскрытие газопровода цепными экскаваторами типа ЭТП-311,

ЭТН-352, ЭТН

7.1.3 Вскрытие газопровода одноковшовым экскаватором типа Э

7.2 Вскрытие газопровода без наезда гусениц на грунт над трубопроводом

7.2.1 Вскрытие газопровода роторным вскрышным экскаватором типа ЭТР-1420В

7.2.2. Вскрытие газопровода роторным экскаватором типа ЭТР-253 279 7.2.3 Вскрытие газопровода одноковшовым экскаватором типа Э

7.3 Совмещенный способ вскрытия газопровода двумя типами машин

Выводы по седьмой главе

Глава 8. Разработка новых методов и средств очистки и изоляции трубопроводов

8.1 Анализ существующих средств очистки трубопроводов от старых покрытий

8.2 Теоретические основы работы термоабразивных аппаратов

8.3 Конструкция термоабразивных аппаратов

8.4 Состав очистного комплекса и результаты испытаний

8.5 Состав и основные технические характеристики термоабразивного очистного комплекса

8.6 Анализ проведенных испытаний термоабразивного очистного комплекса

8.7 Разработка технологии и оборудования для изоляции трубопроводов мастичными покрытиями Выводы по восьмой главе

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности ремонта магистральных газопроводов: концепция, методы, технические средства"

Протяженность магистральных трубопроводов России составляет 227 тыс. км, в том числе газопроводных магистралей - 157 тыс. км.

По системе магистрального транспорта перемещается 100 % добываемого газа, 99 % добываемой нефти, более 50 % производимой продукции нефтепереработки. В общем объеме транспортной работы (грузооборота) доля газа составляет 55,4 %, нефти - 40,3 %, нефтепродуктов - 4,3 %.

Экспорт газа, нефти и нефтепродуктов в основном осуществляется трубопроводным транспортом, в том числе через морские терминалы.

Российские трубопроводные системы наиболее активно развивались в 60-80-е годы. В настоящее время 37 % трубопроводов эксплуатируется более 20 лет, что требует повышенного внимания к их эксплуатационной надежности и технической безопасности.

В решении научно-технического совета ОАО «Газпром» по вопросу «Новые технические средства для ремонта - основа повышения эксплуатационной надежности магистральных газопроводов», состоявшегося в мае 2001 года, указано, что повышение эффективности капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов, в основном, определяется разработкой и обеспечением газотранспортных предприятий новыми изоляционными покрытиями, техникой и технологией их нанесения.

В ОАО «Газпром» разработаны и реализуются специальные программы, в том числе «Программа оснащения техническими средствами для выполнения выборочного ремонта газопроводов» и «Комплексная программа внедрения новых методов и средств ремонта дефектных участков магистральных газопроводов по результатам диагностического обследования». Однако, несмотря на указанные программы, серийное производство новой высокопроизводительной техники для выборочного и капитального ремонта газопроводов не налажено.

Основой современной концепции обслуживания и ремонта линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром» является обеспечение эксплуатационной надежности Единой газотранспортной системы России с гарантированными поставками многочисленным потребителям плановых или контрактных объемов газа при минимальных затратах.

С конца 80-х годов в стране началось внедрение внутритрубных снарядов-дефектоскопов, а с 1992 года в системе ОАО «Газпром» начались плановые работы по диагностике газопроводов с применением внутритрубных дефектоскопов, позволяющих выявлять поврежедния стенки трубопроводов коррозионного и механического происхождения. Диагностика трубопроводов стала базовым элементом планирования ремонтных работ. Если в середине 90-х годов выявлялось порядка 22 дефектов на 100 км, требующих ремонта, то с 2000 года их количество выросло в 1,8 раза, что характеризует существенное снижение уровня технического состояния металла труб. В настоящее время количество выявленных, но не устраненных дефектов составляет более 800 тыс. единиц. Имеют место случаи практически 100% корродированное™ участков (ООО «Пермтрансгаз») с наличием очагового и стресс-коррозионного характера дефектов различной глубины и конфигурации.

Многочисленные дефекты, представляющие широкий спектр повреждений в виде коррозионных, стресс-коррозионных концентраторов, вмятин, гофров, сквозных питтингов, трещин и т.д., требовали оценки допустимости дальнейшей эксплуатации участков с повреждениями. Отсутствие научно-обоснованной нормативной базы, построенной на комплексе теоретических и экспериментальных исследований, приводило к серьезным погрешностям в принятиях решений, что приносило значительный ущерб ОАО «Газпром». Старение системы газопроводов выдвинуло ряд новых требований к разработке фундаментальных основ и методологии оптимизации как сроков вывода газопроводов в ремонт, так и к коренному пересмотру методов, технических средств, технологий и материалов для обеспечения производства качественно нового уровня ремонтных работ, что позволит восстанавливать технические параметры трубопроводов с гарантией длительного поддержания эксплуатационных характеристик объектов транспорта газа.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Велиюлин, Ибрагим Ибрагимович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

В результате проведенных исследований, расчетов и анализа данных, получены следующие результаты:

1. Разработана концепция ремонта ЕСГ ОАО «Газпром», основанная на анализе технического состояния магистральных газопроводов и комплекса технико-экономических показателей различных методов, технических средств, технологий и материалов, применяемых при производстве ремонтных работ.

2. На базе анализа комплекса технических параметров, с учетом влияния весовых долей различных факторов, применения оптимальных технологических и организационных форм ремонта разработана методика определения приоритетности вывода конкретного участка газопровода в капитальный ремонт. Разработана программа расчета «Комета ремонт», позволяющая определить экономичный способ ремонта.

3. Создан механизированный очистной комплекс для снятия любых типов изоляционных покрытий и одновременной подготовки поверхности перед нанесением нового покрытия. В качестве основного рабочего инструмента применено термоабразивное сопло, позволяющее осуществлять одновременную подачу горячего воздуха и абразива со сверхзвуковой скоростью. Создан комплекс ручного оборудования для очистки локальных участков.

4. В результате экспериментальных исследований, полигонных и трассовых испытаний отработана технология нанесения полиуретановых мастик на трубопроводы при отрицательных температурах. Технология проведения работ обеспечивает качественную защиту трубопроводов от коррозии в течение длительного периода эксплуатации.

5. На базе комплекса теоретических и экспериментальных исследований разработан и создан ремонтный композиционный материал для упрочнения дефектных участков трубопроводов, превзошедший зарубежные аналоги. Разработана методика расчета влияния характеристик упрочняющего бандажа на уровень предельного давления в трубопроводе. Определены параметры ремонтных муфт для характерных типоразмеров дефектов. Результаты исследований были использованы при составлении «Инструкции по ремонту дефектных труб магистральных газопроводов полимерными композитными материалами».

6. На основе теоретических исследований влияния геометрических параметров дефектов на уровень концентрации напряжений установлено, что, начиная с длины дефекта от 0,2 м, коэффициент концентрации кольцевых напряжений в упругой области может быть принят постоянным. В области больших глубин влияние ширины дефекта на величину коэффициента концентрации кольцевых напряжений незначительно.

Экспериментально установлено, что дефекты в виде вмятин и гофров с глубиной до 2-х толщин стенок при наличии дополнительных концентраторов глубиной до 20 % толщины трубы не представляют опасности и не требуют снижения уровня давления или ремонта. В случае двух или нескольких рядом (на расстоянии 50 - 100 мм) расположенных вмятин, гофров или их сочетания, наиболее опасным местом является перемычка между указанными дефектами. При длительной эксплуатации (20 - 25 лет) в бездефектной зоне характеристики металла практически не снижаются, в то время как на участках с поверхностными дефектами процессы снижения значений параметров могут достигать значительных изменений (в 3 - 5 раз).

7. Для ремонта сквозных дефектов на газопроводах под давлением газа разработаны и внедрены в производство технология, комплекс устройств и нормативная документация.

8. В области технологии и организации ремонта проведен анализ возможности производства земляных работ и разработана оптимальная организационно-технологическая схема по вскрытию подземного участка газопровода, находящегося под давлением газа.

9. Создан индикатор аномалий металла (НАМ), позволяющий выявлять дефекты в металле подземного трубопровода с поверхности земли. Подтвержденная многочисленными визуальными и инструментальными обследованиями достоверность результатов составляет 75 - 80 %. Для диагностики участков трубопроводов в процессе производства капитального ремонта созданы два типа наружных сканеров дефектоскопов - магнитный и ультразвуковой, позволяющие выявлять весь спектр повреждений в трубах.

10. Разработана общая стратегия ремонта газопроводов, позволяющая осуществлять долгосрочное планирование инвестиций для обеспечения работоспособности газопроводов.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Велиюлин, Ибрагим Ибрагимович, Москва

1. Акт трассовых испытаний предремонтного дефектоскопа для трубопроводов диаметром 1220м. Ургенч, 1989.

2. Анучкин М.П., Горицкий В. Н., Мирошниченко Б.И. Трубы для магистральных трубопроводов. -М.: Недра. 1986.-231с.

3. Александров П.А., Харионовский В.В. Расчет подземных трубопроводов в условиях пучения грунтов. Обзорная информация. Серия: «Транспорт природного газа». М: ВНИИГАЗ, 1986. -60с.

4. Алыпанов А. П., Гуссак В. Д. Использование информационного метода для определения надежности оборудования. Серия: «Транспорт и хранение газа» № 6 -М.: ВНИИЭГАЗпром, 1975. -54с.

5. Алыпанов А.П., Велиюлин И.И., Гуссак В.Д. Современные способы организации и проведения ремонтных работ на магистральных газопроводах.-М.: ВНИИЭГазпром 1987. -39 с.

6. Безродных и др. Опытно-методические результаты обследований и предложения по диагностике и мониторингу подводных переходов магистральных газопроводов. Шестая международная деловая встреча "Диагностика-96". -М.: ИРЦГАЗПРОМ, 1986. с. 45-51.

7. Белов Е. М., Велиюлин И. И., Лобанов В. П. Локализация дефектов в металле труб действующего трубопровода бесконтактным способом. Материалы Шестой Международной деловой встречи «Диагностика-96».Доклады и сообщения. М.: ИРЦ ГАЗПРОМ, 1996. с. 154166.

8. Белов В. В., Мортиков В. Н., Степанов Ю. А. Комплекс -дефектоскоп для контроля магистральных трубопроводов. Ж.: «Газовая промышленность», №12, 1983. -15с.

9. Белов Е. 1VL, Лобанов В. П. Поиск стресс-коррозионных дефектов с использованием прибора, позволяющего выявить их без вскрытия трубопроводов. Отчет по договору №2/95 между РАО "ГАЗПРОМ" и ТОО фирмой "РЭГ", ВНИИГАЗ, 1995. 20с.с

10. Березин В. Л., Багрицкий Н. В., Бородавкин П. П. Сооружение и ремонт газонефтспроводов. М.: Недра, 1972. -350с.

11. Березин В. Л., Ращепкин К. Е., Телегин Л. Г. Капитальный ремонт магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1978. -364с.

12. Березин BJL, Суворов А.Ф. Сварка трубопроводов и конструкций. -М.: Недра, 1976.-359с.

13. Боцдаренко ИМ., Григорьев ILA. Новые методы и средства контроля состояния подземных трубопроводов без их вскрытия. М.: ВНИИОНГ, 1971. -120с.

14. Болотин В. В. Применение методов теории вероятностей и теории надежности в расчетах сооружений. -М.: Стройиздат, 1971. -256с.

15. Болотин В. В. Статистические методы в строительной механике.-М.: Госстройиздат, 1965.-280с.

16. Болотин В. В. Прогнозирование ресурса машин и конструкций. М.: Машиностроение, 1984.-311с.

17. Бордубанов В. В. Несущая способность трубы со сложным поверхностным повреждением. -Ж.: Строительство трубопроводов, № 10,1988. с. 11-12.

18. Бородавкин П. П. Подземные магистральные трубопроводы.-М.: Недра, 1982.-294с.

19. Босфоре Т. Применение теории трещинообразования при выборе норм для контроля качества и надежности сварных швов. Экспресс-информация. Серия: «Надежность и контроль качества», № 45. М.: ВИНИТИ, 1970. -36с.

20. Бронштейн И. Н., Семевдяев К. А. Сгграючник по математике. Стереотипное издание М., изд. ФМД 1985. -528 с.

21. Будзуляк Б. В., Губанок И. И., Слюков В. В., Велиюлин И. И.

22. Концепция ремонта линейной части магистральных газопроводов. Газовая промышленность. М.: Газоил пресс, 2003, №8. с. 62-65.

23. Будзуляк Б.В., Дедешко В. Н., Салюков В. В., Велиюлин И. И., Решетников АД Ремонт линейной части магистральных газопроводов. Газовая промышленность. М.: Газоил пресс, 1999, №11. с. 33-36.

24. Велиюлин И. И. Анализ выполнения ремонтных работ на линейной части газопроюдов России. Экспресс-информация. Серия: «Транспорт и подземное хранение газа». ИРЦ ГАЗПРОМ, № 3,1994. с. 1-3.

25. Велиюлин И. И. Выбор стратегии капитального ремонта газопровода по данным диагностики. Материалы Двенадцатой Международной деловой встречи «Диагностика-2002».-М.: ИРЦГАЗПРОМ, 2002, т.3,4.1. с. 62-64.

26. Велиюлин И.И., Галиуллин З.Т., Гнеушев А.М., Касьянов А.Н., Лобанов В.П. Определение аномалий металла газопроводов бесконтактно-магнитометрическим методом. Материалы Седьмой Международной деловой встречи «Диагностика-1997».-М.: ИРЦГАЗПРОМ, 1997,т.2.

27. Велиюлин И. И., Гнеушев А. М., Касьянов А. Н., Лобанов В. П. Развитие метода бесконтактной магнитометрии состояния металла трубопроводов. Материалы Девятой Международной деловой встречи «Диагностика-1999». -М.: ИРЦ ГАЗПРОМ, 1999, т.2, с. 72-75.

28. Велиюлин И. И., Гусев В. А., Спирин В. А, Поваров О. В. Сверхзвуковые термоструйные технологии для очистки газопроюдов. Газовая промышленность.-М.: Газоил пресс, 2003, № 4. с. 60-62

29. Велиюлин И. И. и др. Устройство бесконтактного магнитомертического контроля состояния металла трубопроводов. Свидетельство на полезную модель №11608. Приоритет изобретения 26 марта 1999 г.

30. Велиюлин И. И. и др. Устройство для перекрытия трубопровода. Авторское свидетельство № 1328634. Приоритет изобретения 12 мая 1985 г.

31. Велиюлин И. И. и др. Устройство для перекрытия трубопровода. Патент РФ №2117851. Приоритет изобретения 26 февраля 1996 г.

32. Велиюлин И. И. и др. Экспериментальные исследования труб с дефектами. -Ж.: «Газовая промышленность», №3,-М: Недра, 1991. с. 9-10

33. Велиюлин И. И. Определение остаточного ресурса работы металла трубопроводов неразрушающем методом. НТС. Серия: «Транспорт и подземное хранение газа». -М.: ИРЦ ГАЗПРОМ, № 1-2,1995. с. 25-27

34. Велиюлин И. И. Оптимизация ремонтных работ на линейной части магистральных газопроводов. Диссертация на соискание кандидата технических наук. -М.-ВНИИГАЗ, 1983.-139с.

35. Велиюлин И. И., Покровский С. В., Лобанов В.П., Лукомский А.Т., Голенко Ю.В., Решетников А. Д. О ликвидации свищевых повреждений на газопроводах. Научно-технический сборник. Серия: "Транспорт и подземное хранение газа". М: ИРЦ ГАЗПРОМ, №2,1997. с. 3-9.

36. Велиюлин И. R, Решетников А. Д., Александров Д.Ю., Кошелева М.А. Статистика отказов магистральных газопроводов. НТС. Серия: «Ремонт трубопроводов». М.: ИРЦ ГАЗПРОМ, 2001, №3.с. 13-18.

37. Велиюлин И. И., Решетников А. Д., Голенко Ю. В. Новая технология ремонта газопроводов по данным внугритрубной диагностики. Материалы Десятой Международной деловой встречи «Диагностика -2000».-М.: ИРЦ ГАЗПРОМ, 2000, т. 2, с. 4548.

38. Велиюлин И. И., Решетников А.Д, Кузьм имев ВД, Башкин А.

39. В. Выбор рациональных методов ремонта газопровода Уренгой Сургут -Челябинск 1. НТС Серия: «Ремонт трубопроводов». - М.: ИРЦ ГАЗПРОМ, 2001, № 2, с. 10-21.

40. Велиюлин И. И. Совершенствование методов ремонта газопроводов. Монография. -М.: Нефть и газ, 1997. -223с.

41. Велиюлин И. И., Тимофеев А. Л. Диагностика и ремонт сквозных повреждений на газопроводах. Материалы Восьмой Международной деловой встречи «Диагностика -1998». М: ИРЦ ГАЗПРОМ, 1998, т. 2, с.56-64.

42. Велиюлин И. И. Устранение свищевых повреждений под давлением газа. Экспресс-информация. Серия: «Транспорт и подземное хранение газа». -М.: ИРЦ ГАЗПРОМ, №3,1994. с. 4-6.

43. Временная инструкция по проведению ремонтных работ на магистральных газопроводах под давлением газа. -М.: ВНИИГАЗ, 1996, -15с.

44. Временный руководящий документ по проведению ремонтных работ с применением клея «Монолит на объектах газовой промышленности». М.: ВНИИГАЗ, 1996. -24с.

45. Галлагер Р. Метод конечных элементов. М.: Мир. 1984. -428с.

46. Галиуллин 3. Т., Розов Н. В., Велиюлин И. И., Голенко Ю. В., Решетников А. Д. Анализ сгресс-коррозионных трещин и возможные методы их ремонта. Научно-технический сборник. Серия: «Транспорт и подземноехранение газа». -М.: ИРЦ ГАЗПРОМ, №5, 1996. с. 3-12.

47. Гладкий В. Ф. Прочность, вибрация и надежность конструкций летательного аппарата.-М.: Наука, 1975. -454с.

48. Гладкий В. Ф. Вероятностные методы проектирования конструкций летательного аппарата.-М.: Наука, 1982. -270с.

49. Гольд Б. В. Прочность и долговечность автомобиля. М.: Машиностроение, 1974. -328с.

50. Голованов А. Л. Методы и средства обнаружения мест утечек в магистральных газопроводах. Строительство трубопроводов, №2,1983. с. 8-10.

51. ГОСТ 7512-82. «Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод».

52. ГОСТ 14782-76. "Контроль неразрушающий. Швы сварные. Методы ультразвуковые».

53. Грачева Л. О. Взаимодействие вагонов и железнодорожного пути.-М.: транспорт, 1968. -207с.

54. Гревцев М. А. Новая техника для рентгеновского контроля от фирмы PHILIPS INDUSTRIAL X-RaY GmbH. Шестая международная деловая встреча «Диагностика-96». Доклады и сообщения. -М.: ИРЦ ГАЗПРОМ, 1996. с. 148-153.

55. Гринвуд Дж. X. Контроль за напряжением в трубопроводе, вызываемыми смещениями фунта. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, №4,1986. с. 48.

56. Гладкий В. Ф., Шумайлов А. С. Диагностика магистральных газопроводов. -М.: Недра, 1992.

57. ГроверГ.Дж. Об относительных длительностях нагружения в законе суммирования повреждений // Усталость и выносливость металлов.-М.: Изд-во Щ 1965. с. 369-374.

58. Гумеров А. Г., Гаскаров Н. X., Мавлюгов Р. М., Азмегов X. А. Методы повышения несущей способности действующих нефтепроводов. Научно-технический обзор. М, ВНИИОЭНТ, 1983. -56с.

59. Гусев А.С, Свеглицкий В. А. Расчет конструкций при случайных воздействиях. М.: Машиностроение, 1984, -239с.

60. Дальний транспорт газа. Под ред. к.т.н. Е. А. Никитенко, -М.: Недра, 1970. -220с.

61. Даффи А. Р. и др. Практические примеры расчета на сопротивление хрупкому разрушению трубопроводов под давлением. М.: Машиностроение, 1977. -136с.

62. Динамика системы дорога шина - автомобиль - водитель / Под редакцией А. А. Хачатурова. - М.: Машиностроение, 1976. -531 с.

63. Егерман Г.Ф., Джафаров М. Д., Никитенко В. А. Ремонт магистральных газопроводов. -М.: Недра, 1973,288 с.

64. Гд ига ров С. Г., Бобровский С. А. Проектирование и эксплуатация нефтебаз и газохранилищ: Учебное пособие для Вузов по специальности: «Проектирование и эксплуатация нефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз»-М.: Недра, 1973. -368с.

65. Едигаров С. Г., Коршунов Е. С. Потеря нефти, нефтепродуктов и газов и меры их сокращения. -М.: 1996.

66. Едигаров С. Г., Коршунов Е. С. Промысловый транспорт нефти и гаа-М: 1975.

67. Екимов В. В. Вероятностные методы в строительной механике корабля.-Л.: судостроение, 1996. -328с.

68. Ермаков А. А. Анализ полиноминальной статистической модели напряженного состояния в зоне поверхностных дефектов труб. М.: ВНИИГАЗ, 1981. с. 10-18.

69. Ермаков А.А., Никифоров А.А., Савельев М.Б. Экспериментальные исследования трубных моделей при отработке технологии ремонта линейной части магистрального газопровода. -М.: ВНИИГАЗ, 1981.-54 с.

70. Злочевский А.Б. Экспериментальные методы в строительной механике. -М: Стройиздат, 1983. -198с.

71. Ильюшин А. А. Пластичность.-М.-Л.: ОГИЗ, 1948,-376с.

72. Инструкция по магнитному контролю линейной части магистральных газонефтепродуктопроводов. ВРД 39-1.11-027-2001. М.: ВНИИГАЗ. 2001.-18с.

73. Инструкция по отбраковке и ремонту труб линейной части магистральных газопроводов. ВСН 39-1.10-009-2002. -М.: ВНИИГАЗ. 2002.-11с.

74. Инструкция по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности. -М, 1992. -31с.

75. Инструкция по магнитному контролю линейной части магистральных газонефтепродуктопроводов. ВРД 39-1.11-027-2001. -М.: ВНИИГАЗ. 2001. -18 с.

76. Инструкция по устранению коррозионных повреждений труб сваркой при капитальном ремонте магистральных газопроводов. -М.: ВНИИГАЗ, 1986. -13с.

77. Климовский Е.М., Колотилов Ю.В., Рябоюшч А.А. Комбинированный способ испытания трубопроводов. Строительство трубопроводов, 1981, №11, с. 2022.

78. Когаев В. П. Усталость и несущая способность узлов и деталей машин при стационарном и нестационарном переменном нагружении. -М: Машиностроение, 1986. -134с.

79. Корапенок A.M. Технологическое прогнозирование капитального ремонта магистральных газопроводов. М.: Нефтяник, 1997. - 295с.

80. Критерии вывода магистральных газопроводов в капитальный ремонт. -М.:, ВНИИГАЗ, 1996. -34с.

81. Легостаев С.Е. Непрерывный контроль состояния материалов при помощи акустического мониторинга. Материалы Шестой Международной деловой встречи «Диагностика-96». -М.:,ИРЦГАЗПРОМ, 1996. с. 186-195.

82. Лвдс Дж.М. Механизм разрушения покрытий различных типов на трубопроводах при эксплуатации. Пер. с английского. № Я-13528. -М.: ВЦП, 1992. -26с.

83. Литвин И.Е. Влияние поверхностных коррозионных несовершенств на несущую способность магистральных газопроводов: Автореф. дис. Канд. техн. наук. -М.: 1985, -16с.

84. Лурье А. И. Пространственные задачи теории упругости. М.: Гостехиздательство, 1995. —491 с.

85. Макеев В.П., Гриненко Н.И., Павлюк Ю.С. Статистические задачи динамики упругих конструкций. -М.: Наука, 1984.-231с.

86. Махугов Н. А. Сопротивление элементов конструкции хрупкому разрушению. М.: Машиностроение, 1973. -326с.

87. Марвин К. Прочность труб, подвергшихся коррозии. Экспресс-информация. Серия: «Транспорт и хранение нефти и газа». №4. -М.: ВИНИТИ, 1973. с. 11-17.

88. Мелехин В.П., Альшанов А. П., Дроздов Ю. А. и др.

89. Прогнозирование прочности участков газопроводов, содержащих микроскопические дефекты. -М.: ВНИИГАЗ, 1981. -36с.

90. Методы контроля и измерений при защите подземных сооружений от коррозии. М.: Недра, 1978. -147с.

91. Методика оценки статической прочности и циклической долговечности магистральных нефтепроводов. Уфа, ВНИИСПГнефгь, 1990. -88с.

92. Мехеда В. А. О связи между нелинейными деформациями и усталостной прочностью некоторых авиационных материалов при неоднородном поле напряжений: автореферат дисс.канд.Техн. наук.-Куйбышев, 1973. -24с.

93. Милатев В. С. Оценка работоспособности труб при наличии концентрации напряжений. Строительство трубопроводов, №2,1988. -9с.

94. Негребский МА, Сагидаев Г.В., Раевский Г.В. Оптимальные предварительные напряжения в многослойных трубах. "Прикладная механика", 1971, т. 7, вып.9. с. 62-78.

95. Николаенко H.A. Вероятностные методы динамического расчета машиностроительных конструкций. -М.: Машиностроение, 1967. -368с.

96. Новые методы оценки сопротивляемости металла хрупкому разрушению. -М.:Мир, 1972. -168с.

97. Оснастка магнитная опытная. Справочные материалы. -М.: АО «ИНЦТЭМГТ», 1996.-16с.

98. Определение состояния внутренней поверхности труб газопроводов. (Обзор способов и концепция решения). М.:ВЦП, 1984. -153с.

99. Панцан И. Г, и др. Компьютеризированная система диагностики напряженно-деформированного и коррозионного состояния газопроводов. Материалы Шестой Международной деловой встречи «Диагностика-96». Доклады и сообщения. М.:ИРЦ ГАЗПРОМ, 1986. с. 167-169.

100. Положение по техническому обслуживанию линейной части магистральных газопроводов. -М.: Мингазпром, 1984.

101. Пособие по электрометрическим измерениям, применяемым при комплексном обследовании подземных магистральных газопроводов. М.: Оргэнергогаз, 1978. -24с.

102. Правила безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов. -М: 1985. -110с.

103. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов. М.: Недра, 1989. -158с.

104. Разрушение (руководство), т.5. Расчет конструкций на хрупкую прочность. -М.: Машиностроение, 1977. 524с.

105. Резвых А. И. Опыт эксплуатации магнитного снаряда-дефектоскопа ДМТ-1000 на предприятиях "Оренбурггазпром" и "Мострансгаз". Материалы Шестой Международной деловой встречи «Диагностика-96». Доклады и сообщения. М.: ИРЦГАЗПРОМ, 1996. с. 178-180.

106. Румшинский Л.З. Элементы теории вероятностей. М: Наука, 1976,240с.

107. Сафаров А. А^ Велиюлин И. И, Берендюков И. Э., Седых А. Д.

108. Экспериментальные исследования труб с поверхностными дефектами. -Ж.: «Газовая промышленность» №8. -М: Недра, 1991. с. 12-13.

109. Сафонов В. С., Одишария Г. Э., Шныряев А. А. Теория и практика анализа риска в газовой промышленности. -М.: НУМЦ Минприроды России, 1996. -208с.

110. Седых А. Дч Велиюлин И. И., Григорьев Л. А. Диагностирование и планирование ремонта на магистральных газопроводах. Обзорная информация. Серия: «Транспорт и подземное хранение газа». -М.: ВНИИЭГазпром 1989, -78с.

111. Серенсен С. В., Козлов Л. К. К расчету на прочность при нестационарной переменной напряженности // Вестник машиностроения. -1962. -№ 1. с. 11-17.

112. Серенсен С. В., Когаев В. П. Вероятностные методы расчета на прочность при переменных нагрузках // Механическая усталость в статистическом аспекте.-М.: Наука, 1969. с.117 — 134.

113. СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования. М.: Стройиздат, 1985. -52с.

114. СНиП Ш42-80. Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ. М.: Стройиздат, 19880.80с.

115. Стекло в О. И. Прочность сварных конструкций в агрессивных средах. -М.: Машиностроение, 1976. -200с.

116. Стеююв О. И., Басиев К. Д., Есиев Т. С. Прочность трубопроводов в коррозионных средах. Владикавказ, РИПП им.ВАГассиева, 1985, -152с.

117. Сгрижков С. А., Тарараскин С. А^ Шемякин В. В. Акусго-эмиссионная диагностика магистральных нефгегазопроюдов. Материалы Шестой Международной деловой встречи «Диагностака-96». Доклады и сообщения. М.: ИРЦГАЗПРОМ, 1996. с.214-215.

118. Телегин JI Г., Халлыев Н. X. Организация произюдства капитального ремонта линейной части магистральных трубопроводов поточным методом. Научно-технический сборник. Серия: "Транспорт и хранение газа". М.: ВНИИЭГазгтром 1971. -27с.

119. Технология предремонтного обследования состояния магистрального газопровода в условиях почвенной коррозии. -М.: Оргэнергогаз, 1978. -18с.

120. Типовая методика проведения испытания полимерных композитных материалов, рекомендованных для ремонта дефектов газопроводов, утв. ОАО «Газпром» 04.03.1999.

121. Трощенко В. Т. Об энергетических критериях усталостного разрушения металлов // Заводская лаборатория. -1967. -33. -№3. с. 1126 -1128.

122. Трощенко В. Т. Усталость и неупругость металлов. -Киев: Наукова думка, 1971. -268с.

123. Указания по прогнозированию изменения защитных свойств изоляционных покрытий и параметров установок катодной защиты. М.: ВНИИСТ, 1974. -31с.

124. Филипов И. Б. Тормозные устройства пневмоприводов. -Л.: Машиностроение, 1987. -143с.

125. Фокин М.Ф., Трубицын В А, Никитина Е.А. Оценка эксплуатационной долговечности магистральных нефтепроводов в зоне дефектов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1986.-54 с.

126. Фрецденталь А. М, Геллер Р. А. Накопление усталостных повреждений // Усталость самолетных конструкций. -М: Оборонгиз, 1961. с. 172 206.

127. Халлыев Н.Х., Московкин А.Н., Лиса ков Е.В. Современные методы капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов. Научно-технический обзор. Серия: «Транспорт и хранение газа» М.: ВНИИЭГазпром, 1979. -52с.

128. Харионовский В.В., Иванцов О. М. Арктические газопроводы России-М.: 1992.

129. Харионовский B.R, Иванцов О.М. Сопоставление методик расчета магистральных газопроводов по нормам России, США, Канады и европейских стран -М.: 1996.

130. Харионовский В. В., Курганова И. Н. Надежность трубопроводных конструкций: теории и технические решения -М.: ИРЦ Газпром. 1995, -125с.

131. Харионовский В. В. Надежность и ресурс конструкций газопроводов -М.: Недра, 2000, -468с.

132. Харионовский В. В. Оценка долговечности участка газопровода в пучинистых грунтах. Обзорная информация. Серия: "Транспорт и хранение газа". М.ВНИИГАЗ, 1986. -72с.

133. Харионовский В. В. Повышение прочности газопроводов в сложных условиях -М.: Недра, 1990. -184с.

134. Чарный И. А. Неустановившееся движение реальной жидкости в трубах. -М.: Недра, 1975. -296с.

135. Шардаков И. Н. Метод геометрического погружения дня решения трехмерных задач теории упругости: Дисс. Докт. Физ-мат. Наук. -М.: 1990. -354 с.

136. Шторм Р. «Теория вероятностей. Математическая статистика».172с.

137. Эрозия. Под. ред. К. Прис. М. Мир, 1982. -346с.

138. Яненко В.М., Солоухин Р. И., Папырин А. Н., Фомин В.М.

139. Сверхзвуковые двухфазные течения в условиях скоростной неравновесности частиц. Новосибирск. Наука, 1980. -212с.

140. Jones D.S. The significationz of mechanical damage in pipelines. Y.R International, 1982, vol 2. p. 48-58.

141. LP.Karjalainen end anderes. "Evaluating the residial stresses in welding from Barkhausen noise measurements". Malerialprujung 22 (1980), №5, Mai. p. 66-69.

142. Акты и протоколы гидравлических испытаний труб1. АКТ №1

143. Гидравлического испытания трубы 720x6,2 мм с вмятиной, конденсатопровода « О р с н б у р г- С ал л 1Ш У ф а» IV нитка (дистанция 137577 м). г. Оренбург 21 мая 2002 г.

144. Замеры толщины металла стенки трубы осуществляли по контрольным точкам, которые показаны на рисунке 1.10 Штуцер

145. Рисунок 1 Схема расположения контрольных точек, основных зон повреждении и очага разрушения

146. Результаты толщинометрии приведены в таблице 1.