Развитие и научное обоснование методов ремонта магистральных нефтегазопроводов без остановки транспортировки продукта

Аскаров, Роберт Марагимович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Развитие и научное обоснование методов ремонта магистральных нефтегазопроводов без остановки транспортировки продукта
ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Развитие и научное обоснование методов ремонта магистральных нефтегазопроводов без остановки транспортировки продукта"

УДК 622.692.4.004.67."722'

□□347524 1

На правах рукописи

Аскаров Роберт Марагимович

<2 О АБГ 2009

РАЗВИТИЕ И НАУЧНОЕ ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДОВ РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ БЕЗ ОСТАНОВКИ ТРАНСПОРТИРОВКИ ПРОДУКТА

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание учёной степени доктора технических наук

Уфа 2009

003475241

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Газпром трансгаз Уфа»

Научный консультант - доктор технических наук, профессор

Халлыев Назар Халлыевич

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Будзуляк Богдан Владимирович

- доктор технических наук, профессор Гумеров Кабир Мухаметович

- доктор технических наук, доцент Мустафин Фаниль Мухаметович

Ведущее предприятие — Открытое акционерное общество «Институт

«Нефтегазпроект», г. Тюмень

Защита диссертации состоится 11 сентября 2009 г. в Ю00 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 11 августа 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук

Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Современная концепция ремонта линейной части агистральных нефтегазопроводов предусматривает обеспечение эксплуатаци-нной надёжности трубопроводных систем при минимальных затратах. Важ-ейшей задачей является минимизация потерь продукта в процессе его транс-ортировки, в особенности для трубопроводов больших диаметров (820 мм и юлее), по которым транспортируются основные объёмы энергоресурсов.

Современные методы диагностики (например внутритрубная дефекто-жопия (ВТД)) позволяют с достаточной степенью точности выявлять дефекты общей коррозии (глубиной 0,1 от толщины стенки), в то же время выявление трещиноподобных дефектов (глубиной 0,2 от толщины стенки) нельзя считать исчерпывающими. Поэтому разработка методов диагностики, позволяющих выявлять дефекты (например стресс-коррозию) независимо от их глубины, является актуальной.

Достоверные методы диагностики являются базой для выбора обоснованных способов ремонта, в т.ч. без остановки транспортировки продукта. Ремонт без остановки транспортировки продукта - это гарантированное обеспечение потребителей энергоресурсами при отсутствии простоя и потерь.

Применительно к магистральным нефтепроводам в 60-е годы была разработана и внедрена технология ремонта нефтепроводов диаметрами до 720 мм с подъёмом без остановки перекачки. К началу 80-х годов появилась настоятельная необходимость в ремонте нефтепроводов диаметрами 820... 1220 мм (больших диаметров), построенных в 60-х годах. Таким образом, актуальными являются обоснование способа ремонта нефтепроводов больших диаметров без остановки перекачки, разработка технологической схемы ремонта, конструирование и производство ремонтных машин под эту технологию.

логии выборочного ремонта (без применения приводных механизмов). Ме: ду тем, освобождение ремонтируемого участка от газа приводит к его безво вратной потере на участке между кранами и штрафным санкциям по лит экологии. Кроме того, при вытеснении воздуха из отремонтированного уч; стка газопровода неизбежны безвозвратные потери ещё 3-кратного колич( ства газа.

Поэтому разработка, развитие методов диагностики и ресурсосберегак щих научно обоснованных технологий ремонта линейной части магистраль ных нефтегазопроводов без остановки транспортировки продукта являютс актуальными в настоящее время и будут актуальны всегда.

Цель работы - создание, развитие и научное обоснование методов ре монта линейной части магистральных нефтегазопроводов больших диаметров без остановки транспортировки продукта. I

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие задачи исследования:

- обоснование технологической схемы ремонта с подкопом и применением грузоподъёмных механизмов;

- экспериментальные исследования взаимодействия трубопровода с суглинистым грунтом нарушенной структуры и определением на этой основе коэффициента постели такого грунта;

- разработку методики расчёта напряжённо-деформированнного состояния (НДС) ремонтируемого участка и на этой базе проведение выбора и обоснования технологических параметров ремонта;

- комплексные экспериментальные исследования НДС, подтверждающие обоснованность основных положений методики расчёта НДС и технологических параметров ремонтной колонны, с использованием в качестве основного способа исследования метода прямого тензометрирования измене-

Bin деформаций стенки трубопровода в процессе прохождения ремонтной Иэлонны;

■ • научно обосновать допустимое давление нефти на ремонтируемом Вчастке нефтепровода;

I • разработать технологию ремонта переходов магистральных газопроводов через автомобильные и железные дороги (а/дороги) без остановки ¡транспорта газа, которая включает:

I - обоснование использования на переходах через а/дороги эксплуатируемой бездефектной трубы, толщина стенки которой соответствует I категории;

- разработку конструкции защитного футляра, позволяющей проводить капитальный ремонт без остановки транспорта газа;

- обоснование возможности использования на переходах через а/дороги бездефектных газопроводов, толщина стенки которых соответствует III категории;

- исследование вибрационного воздействия на газопровод проезжающего по а/дороге транспорта при различных конструктивных вариантах защитного футляра;

• провести исследования участков газопроводов ООО «Газпром трансгаз Уфа», подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением (КРН), или стресс-коррозии, с целью выявления их особенностей, связанных с:

- рельефом местности;

- видами фунтов;

- химическим и бактериологическим составами грунтов;

• разработать методы диагностики и ремонта участков магистральных газопроводов, подверженных стресс-коррозии, которые включают:

- разработку методики выявления участков газопроводов, подверженных КРН, на основе их диагностических признаков;

- разработку технологии ремонта газопроводов, подверженных КРН, учётом их специфики;

• обосновать возможность расширения межремонтного цикла (тормс жения процессов КРН) за счёт эксплуатационных мероприятий.

Методы решения поставленных задач основаны на анализе сущест вующих методов диагностики и ремонта нефтегазопроводов, научном обос новании их ремонта без остановки транспортировки продукта, подкреплен ных экспериментальными и теоретическими исследованиями.

Научная новизна результатов работы:

• научно обоснованы метод ремонта нефтепроводов больших диаметров с подкопом без остановки перекачки, а также допустимое давление нефти на ремонтируемом участке; I

• определена аналитическая зависимость взаимодействия трубопровода при его поперечных перемещениях с грунтом нарушенной структуры (суглинком), что позволило уточнить величину изгибных напряжений на ремонтируемом участке нефтепровода;

• обоснована возможность использования эксплуатируемого бездефектного трубопровода, толщина стенки которого соответствует I категории, на переходах через а/дороги, что в сочетании с предложенной конструкцией защитного футляра позволяет проводить капитальный ремонт перехода через а/дорогу без остановки транспортировки газа;

• исследовано вибрационное воздействие на газопровод проезжающего по автодороге транспорта. Проведённые исследования показали преимущества предложенной конструкции защитного футляра;

• выявлены причины и доказана возможность образования дефектов КРН кольцевого (поперечного) направления;

• на газопроводах ООО «Газпром трансгаз Уфа» выявлено преимущественное возникновение и развитие дефектов КРН стенки трубы на границе грунтов «глина (суглинок) - известняк»;

. 7

■ • разработана методика обследования участка газопровода, подверженного КРН, основанная на диагностических признаках КРН; I • научно обоснована технология ремонта газопроводов, подверженных КРН, с использованием в качестве постели песчано-гравийной смеси (ПГС); I • теоретически доказано, что торможения КРН (расширения межремонтного цикла участка газопровода с дефектами КРН) можно добиться за счёт эксплуатационных мероприятий, включающих постоянство температу-[ры транспортировки газа, снижение температуры газа до температуры окружающего грунта.

Иа защиту выносятся результаты экспериментальных и теоретических исследований, методики расчета, методы диагностики, новые технологии и конструкции, которые способствовали разработке методов ремонта нефтегазопроводов без остановки транспортировки продукта.

Практическая ценность и реализация работы

Научные результаты, полученные в работе, применялись при капитальном и выборочном ремонтах нефтегазопроводов больших диаметров:

- магистральных нефтепроводов «Дружба», НКК, УБКУА и др.;

- магистральных газопроводов Уренгой - Петровск, Уренгой - Ново-псков, Челябинск - Петровск и др.

Патенты и авторские свидетельства на методы диагностики, способы ремонта, устройства (конструкции) использовались при разработке методик, технологий, образцов новой ремонтной техники, т.е. в ремонтно-строительном комплексе.

Результаты работы отражены в одном отраслевом стандарте и восьми отраслевых нормативных документах.

Апробация результатов работы

гидродинамики, технического диагностирования и надёжности трубопровод ного транспорта (14-16 октября 1985 г., Уфа); Школе-семинаре «Повышена надёжности работы магистральных нефтепроводов» (20-24 ноября 1985 г. Москва); IX Всесоюзной школе-семинаре по вопросам гидродинамики, технического диагностирования и надёжности трубопроводного транспорт; (8-10 октября 1986 г., Уфа); международных конференциях: «Диагностика-95» (апрель 1995 г., Ялта), «Диагностика-98» (апрель 1998 г., Сочи), «Диагности-ка-2000» (март 2000 г., Кипр), «Диагностика-2001» (апрель 2001 г., Тунис), «Диагностика-2002» (март 2002 г., Турция), «Диагностика-2007» (апрель 2007 г., Екатеринбург); Международной конференции «Обслуживание и ремонт газопроводов» (октябрь 2000 г., Словакия); 3-ей международной конференции «Диагностика трубопроводов» (май 2001 г., Москва); отраслевых совещаниях (2001 г., Григорчиково Московской области; 2002 г., Ухта; 2003 г., Валдай; 2006 г., Сочи); II, IV, VI Конгрессах нефтегазопромышленников России (2000 г., 2003 г., 2005 г., Уфа).

Публикации. Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 76 научных работах, в том числе 16 публикаций - в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендуемых ВАК Министерства образования и науки РФ; 9 отраслевых нормативно-технических документах; 13 патентах и авторских свидетельствах.

Структура и объём диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, семи глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка используемой литературы, включающего 304 наименования. Работа изложена на 321 странице, содержит 80 рисунков и 39 таблиц.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследований, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показана научная новизна и практическая ценность полученных результатов.

В первой главе проведён анализ существующих способов ремонта ма-истральных нефтегазопроводов.

Решению научных проблем ремонта линейной части магистральных )ефтегазопроводов посвящены труды отечественных учёных: Азметова Х.А., >ерезина В.Л., Бородавкина П.П., Галиуллина З.Т., Гумерова А.Г., Ращепки-на К.Е., Телегина Л.Г., Халлыева Н.Х., Харионовского В.В., Ясина Э.М. и др.

В обзорной части акцент сделан на технологию ремонта трубопроводов. Доказана невозможность ремонта нефтепроводов больших диаметров с подъёмом. Показаны недостатки ремонта нефтепроводов больших диаметров с подкопом без применения грузоподъёмных механизмов. При ремонте таким способом из-за значительной осадки в трубопроводе могут возникать напряжения, превышающие предел текучести трубной стали. Кроме того, производительность такого способа ремонта невысока из-за малого шага ремонтной колонны и низкого уровня механизации ремонтных работ.

Приводится обзор методов ремонта трубопроводов за рубежом.

Проведён анализ методов капитального ремонта магистральных газопроводов, в т.ч. подверженных КРН. Показано, что ввиду повышенной опасности ремонтных работ на действующем газопроводе технологий капитального ремонта линейной части без остановки транспорта газа практически нет, имеют место технологии выборочного ремонта без применения приводных механизмов, опирающихся на трубу. Капитальный ремонт может производиться на участках между кранами, освобождённых от газа или отсечённых от основной магистрали врезкой под давлением.

Одним из составных элементов линейной части МГ являются переходы через а/дороги. Например, в ООО «Газпром трансгаз Уфа» на 5000 км МГ в однониточном исчислении приходится более 700 переходов через а/дороги, т.е. около 14 переходов на 100 км трассы.

Известно, что конструкция перехода МГ через а/дороги состоит из самого газопровода, толщина стенки которого соответствует I категории, и защитного футляра. Существующая конструкция защитного футляра магист-

рального трубопровода «труба в трубе» была разработана одновременно появлением трубопроводного транспорта. Защитный футляр обеспечивае механическую защиту трубы от внешних воздействий и одновременно прс дохраняет окружающую среду в случае разгерметизации газопровода.

Многолетняя практика строительства и эксплуатации переходов МГ че рез автомобильные дороги выявила ряд существенных конструктивных не достатков схемы «труба в трубе». Среди них можно отметить:

- негерметичность системы «труба - защитный футляр»;

- отсутствие электрохимзащиты трубопровода внутри футляра;

- нарушение целостности изоляционного покрытия и стенки трубы и т.п.

Всё это способствует появлению дефектов на газопроводе, в т.ч. и внутри футляра (например при протаскивании в футляр). Современные методы диагностики, например ВТД, позволяют своевременно выявлять дефекты типа «потери металла» глубиной более 10 % от толщины стенки; неконцентричность системы «труба - футляр» (электрический контакт); вмятины; аномалии сварных швов и т.п., вследствие чего встаёт вопрос ремонта газопроводов. Плановый анализ технического состояния переходов через а/дороги в ООО «Газпром трансгаз Уфа», проведённый региональным управлением Ростехнадзора в конце 90-х годов, выявил отсутствие защитных футляров на более чем 100 переходах. Была поставлена задача привести состояние переходов через а/дороги к соответствию требованиям нормативов.

Анализы ремонтопригодности перехода, а также существующей конструкции защитного футляра выявили ряд недостатков, главным из которых является необходимость замены участка, а значит остановки газопровода. Остановка газопровода для проведения ремонтных работ по замене трубы приводит к стравливанию в атмосферу газа, количество которого зависит от диаметра, давления и протяженности участка между ближайшими кранами.

Исследованиями воздействия проезжающего по автомобильной дороге транспорта на газопровод занимались и в России, и за рубежом. В частности, проведены исследования, определяющие необходимую глубину залегания тру-

бопровода, исполнения автомобильной дороги, необходимости защитного футляра, циклического воздействия на трубопровод. Показано, что одним из отрицательных моментов является то обстоятельство, что возникающая вибрация футляра и связанного с ним трубопровода может вызвать разрушение изоляционного покрытия и способствовать возникновению электрического контакта.

Проведенный анализ существующей конструкции перехода магистрального газопровода через автомобильные дороги позволил сформулировать требования к технологии ремонта переходов без остановки транспортировки газа.

Коррозионное растрескивание под напряжением - основная причина аварий магистральных газопроводов больших диаметров. За период 1986-2004 гг. в ОАО «Газпром» по этой причине произошло 205 аварийных разрушений газопроводов. Потери газа при авариях, происшедших из-за КРН труб за 1996-2007 гг., превысили потери газа при авариях, происшедших по всем остальным причинам, вместе взятым. Сложившаяся ситуация выдвинула проблему борьбы с КРН в ряд основных проблем газотранспортной отрасли.

Показана роль изоляционного покрытия в возникновении и развитии КРН.

При потере изоляционным покрытием защитных свойств одной из главных причин возникновения стресс-коррозии является агрессивность грунтов. Агрессивные грунты содержат хорошо адсорбирующиеся на поверхности вещества, прежде всего соединения серы, свинца, мышьяка, способствующие КРН. Они электрохимически активны, скорость электрохимического растворения трубных сталей в них на 1...2 порядка превышает соответствующие характеристики для грунтов, в которых КРН не наблюдали.

Большое значение при возникновении КРН имеет характер дренажа грунта. Отмечается отсутствие повышенного риска КРН на постоянно обводненных участках пролегания трубопроводов. Аварийные разрывы зарегистрированы преимущественно на участках с переменным увлажнением. Эти типы дренажа имеют разную аэрацию и, соответственно, окислительно-восстановительную способность формирующейся коррозионной среды. Име-

ет значение вид фунта. Зарубежными исследованиями доказана возможное™ преимущественного возникновение очагов КРН на границе «песок - глина».

Влияние бактерий на коррозионные процессы в почве было обнаружено еще в 1922 г. Имеются многочисленные данные о провоцировании бактериями коррозионных процессов, вместе с тем есть данные и об отсутствии корреляции биологической активности почв с разрушением трубопроводов.

Распространено мнение, что наибольшую опасность для трубопроводов представляют сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ). Выделяющийся в присутствии СВБ сероводород обладает высокой коррозионной агрессивностью, ускоряет растворение железа.

Основным методом диагностики КРН в настоящее время является внут-ритрубная диагностика, которая с вероятностью около 80 % позволяет выявлять дефекты КРН глубиной более 20 % от глубины стенки.

Проведённый обзор методов диагностики и ремонта магистральных трубопроводов позволил сформулировать цели и задачи исследовательской работы.

Вторая глава посвящена экспериментальным измерениям параметров ремонтной колонны с целью выбора технологической схемы ремонта, а также исследованиям взаимодействия труб (нефтепроводов) больших диаметров с грунтом нарушенной структуры при поперечных перемещениях (осадке).

Рассматриваются модели деформации грунта. Показано, что применительно к ремонту трубопроводов наиболее приемлема модель Винклера, определяющая реакцию грунта через коэффициент постели. Приведён обзор источников, использующих в качестве расчётного обоснования модель Винклера. Показано, что в ряде случаев реакция фунта может носить нелинейный характер, а зависимость может быть выражена через степенные, логарифмические, тригонометрические или другие функции.

В трассовых условиях при проведении капитального ремонта с заменой изоляционного покрытия без подъёма проведены экспериментальные измерения параметров ремонтной колонны:

- на нефтепроводе диаметром 1220 мм без применения грузоподъёмных механизмов;

- на нефтепроводе диаметром 1020 мм с применением двух крепей.

На ремонтируемом участке нефтепровода Ду = 1200 мм было проведено 5 замеров, на участке Ду = 1000 мм - 3 замера. Программа исследований включала измерение линейных параметров и осадки трубопровода в процессе прохождения ремонтной колонной ремонтируемого участка.

Проведенные замеры трубопровода Ду = 1200 мм показали, что в плотных суглинистых грунтах осадка может изменяться в широких пределах (0,31 ...0,60 м). Показано, что величина осадки участка нефтепровода в процессе ремонта без применения грузоподъемных механизмов во многом зависит от обрушения земляной призмы перед подкапывающей машиной (0,04...0,26 м), вызванного воздействием веса трубы.

Анализ проведенных замеров трубопровода Ду = 1000 мм показал, что при ремонте с применением грузоподъёмных механизмов (двух крепей) осадка трубопровода уже происходит по двум составляющим:

- на подкопанном участке - 0,120. ..0,160 м;

- на участке присыпки - 0,063...0,095 м.

Осадки из-за обрушения земляной призмы нет. Общая осадка на ремонтном участке существенно уменьшилась и составила 0,187.. .0,265 м.

Применение грузоподъемных механизмов в составе ремонтной колонны позволяет уменьшить осадку ремонтируемого участка до величины порядка 0,10. ..0,15 м,т.е. равной осадке на участке присыпки.

Таким образом, одним из путей уменьшения осадки, а значит и изгибающих напряжений стенки трубы, и увеличения производительности ремонтных работ является применение обоснованного количества достаточно мощных грузоподъемных механизмов.

Для изучения характера осадки грунта нарушенной структуры под весом трубопровода были проведены экспериментальные исследования. Программа исследований предусматривала экспериментальное измерение осадки на

стендах из натурных образцов труб больших диаметров 820, 1020 и 1220 мм длиной 5,0 м, в суглинистых грунтах нарушенной структуры, при естественной влажности и различных значениях высоты (0,2; 0,3; 0,4; 0,5; 0,6 м) от нижней образующей трубы до монолитного слоя грунта (дна траншеи). Схема стенда приводится на рисунке 1.

Основной целью экспериментов было выявление зависимости осадки грунта нарушенной структуры от различных значений высоты присыпки и диаметра трубы. Осадка грунта при каждой ступени нагружения замерялась до момента условной стабилизации, за которую было принято увеличение осадки не более 0,1 мм за 0,5 часа. Всего проведено 15 опытов.

—7П—7П-771—

1 - несущий каркас; 2 - винтовая пара для регулирования высоты;

3 - труба; 4 - пригрузы; 5 - грунт присыпки; 6 - прогибомер

Рисунок 1 - Схема экспериментального стенда

По результатам проведённых исследований установлено, что наибольшая осадка имеет место в течение 5... 10 минут, а ее условная стабилизация наступает через 2,5...4,0 часа.

Полученные экспериментальные данные показали, что зависимость осадки грунта от времени и распределённой нагрузки носит общий характер. Для выбора регрессионного уравнения экспериментальные данные были обработаны по методу наименьших квадратов. В качестве уравнений регрессии рассматривались степенные функции вида

Ч = кк\ (1)

д = *й2; (2)

д = к, Л + к2 А2; q = k,h+k2h1 + к3 И3,

(3)

(4)

где к, к/, Ь, кз - коэффициенты, определяемые по методу наименьших квадратов;

q - линейная распределенная нагрузка, кН/м;

А - осадка грунта присыпки, см.

Применительно к этим уравнениям были проведены корреляционный и регрессионный анализы. Результаты анализа показывают, что описанию зависимости осадки грунта от распределённой нагрузки наиболее полно соответствует парабола второй степени с двумя членами - функция (3).

На рисунке 2 приведены графики зависимости осадки от нагрузки для трубопровода диаметром 1220 мм при высоте присыпки Н = 0,6 м и графический эквивалент функциям (1) - (4). График функции (4) условно не показан, так как практически совпадает с графиком функции (3).

Осадка Ь, см

---график функции (1); — •--график функции (2);

— о--график функции, полученной экспериментально;

— х — - график функции (3)

Рисунок 2 - Графики зависимости осадки от нагрузки для функций (1) - (3)

В трассовых условиях проводились замеры высотного положения участ ка нефтепровода диаметром 1220 мм через год после его ремонта, которьк показали, что и после стабилизации осадка продолжается и в процессе экс плуатации может превышать 0,1 м.

В третьей главе проведены теоретические исследования НДС ремонта руемого участка нефтепровода. В качестве инструмента исследований была разработана методика расчёта НДС.

Под действием нагрузок и воздействий на ремонтируемом без остановки перекачки нефтепроводе происходит его продольно-поперечный изгиб. В зависимости от направления продольных сил уравнение продольно-поперечного изгиба имеет вид:

Е1у'У± Ny"= q; (5)

где EI- параметр продольной жесткости трубопровода;

N- продольная сила (сжимающая или растягивающая);

q - распределенная нагрузка.

Для решения задачи продольно-поперечного изгиба участка нефтепровода используется метод перемещений. В этом случае независимо от расчетной схемы участка нефтепровода основная система распадается на балки с защемленными концами. Канонические уравнения метода перемещений для расчетной схемы в общем случае имеют вид:

ri/Zi + г,2 Z2 + r,5 Z3 + R/p = 0; гц Z, + r22 Z2 + r23 Z3 + R2p = 0; (6)

r„Z, + r32 Z, + r}} Z, + R3p = 0, где Rin, R:p, R3p - реакции вновь введенных связей, вызванные внешними нагрузками и воздействиями;

Z/, Z?, Z( - углы поворота опорных сечений;

г,* - реакция связи /, вызванная единичным перемещением связи к, /=1,2,3;*= 1,2,3.

С учётом граничных условий получены формулы для определения изгибающих моментов в опорных сечениях от каждого вида нагрузки или воздействия. В качестве примера в таблице 1 приводятся формулы изгибающих моментов в опорных сечениях при действии растягивающих сил.

Таблица 1 - Формулы изгибающих моментов в опорных сечениях при действии растягивающей силы

Схема балки и воздействия на нее

Формулы для определения значений опорных изгибающих моментов

= М

д£

(1 + с/п>

) V

- 1

Е1 Ау3(Ф - 1) /3(2сАУ - 2 - у$Ь> )

Е1Ау\СИУ -1) /а (2сЬ> - г - )

м. =

Е! #>у(г/гу - у) 1 (2 ску - 2 - угку )

М,=

Е1 еру (\>с)п> - гйу ) 1{2СИУ - 2 — у^ЛУ )

У 1 1 \ ч

✓ ^ X

= 0'' а Ъ * и и 11 ос"'

'=0 1

У - / Р 'Н х ' -ъ 1

=п" а 4 ь *=1

= 0 = 0 I 3, = и у'= 0

Ж =-т-

УВ V2 В*

(ф - - *Ау) - (с/ГУ - 1)0 - (Лу + ^р-)

V (2с/зу - 2 - угйу)

, , , ., , уВ уВ. , , ,ч/, , у3 .б2, {уску - ----—) + (ску -1)(1 -ск — + -у-)

Р1

М, =

- 2 - узАУ )

Р1

(сЪУ - У)

1 у( 2 ску - 2 - уг/гу)

(сА у - гАг>) - (^у - у)(сАу-1)

Р/ , уВ + —хп-

У /

Уравнение (5) действительно не на всём протяжении вскрытого участка ремонтируемого трубопровода. На участке присыпки, где имеет место отпор грунта нарушенной структуры, для выбранной системы координат дифференциальное уравнение имеет вид:

где кI и к: - из формулы (3);

Уд - осадка на участке присыпки; до - распределённая нагрузка на участке присыпки. Для решения поставленной задачи используется метод Бубнова-Галеркина, в соответствии с которым для приближённого решения вычисляется постоянная А - характеристика отпора грунта. Таким образом определяются изгибающие моменты и реакции опор по формулам:

где М,„, - изгибающие моменты в опорных сечениях;

Я,„, - реакции опор в опорных сечениях.

На основе проведённых теоретических исследований была разработана методика расчёта НДС ремонтируемого участка нефтепровода с учётом возможных нагрузок и воздействий, включая продольные силы и отпор грунта на участке присыпки.

Проведено исследование количественной зависимости изгибных напряжений на ремонтируемом участке нефтепровода от его осадки, что позволило выбрать технологическую схему ремонта, количество и мощность подъемных средств.

Применительно к принятой технологической схеме ремонта показано влияние на НДС трубопровода веса ремонтных машин, обоснованы и рекомендованы основные технологические параметры:

- оптимальные расстояния между опорами;

- рациональные значения шага ремонтной колонны и на его основе эмпирические формулы для расчёта линейных технологических параметров;

Е1у'у - Иу" = д0 + к1(уо~у)+ к, (ув ~у)\

(7)

М,„, = Е1 у" А; К0„ = Е1 у"" А,

(8) (9)

- минимальные расстояния от опорных устройств до кольцевых стыков и их взаимосвязь с другими технологическими параметрами.

Проведены исследования влияния продольных растягивающих и сжимающих сил.

Исследовано влияние на НДС отпора грунта на участке присыпки, которое показало, что постоянная А (характеристика отпора грунта) составляет от 0,82 до 0,92. Учет отпора грунта на участке присыпки позволил уточнить изгибные напряжения в опорных сечениях, и при реальных значениях технологических параметров их расчетные значения снижаются на 8... 18 %.

Капитальный ремонт нефтепроводов производится без остановки перекачки, поэтому необходимо определить допустимое давление нефти на ремонтируемом участке. Согласно существующим нормативам подъем, удержание и укладка нефтепровода, не имеющего дефектов, могут производиться без остановки перекачки со снижением давления на участке до 2,5 МПа. Проведённые исследования показали, что в ряде случаев такая величина давления нефти превышает требования прочности ремонтируемого трубопровода, или, наоборот, предел прочности позволяет выполнять ремонтные работы при более высоком давлении.

Была предложена зависимость, выведенная из положений СНиП 2.05.06-85*

д7'=//а1£((Л/_(1-0,75сгк/Й22)-0,5 сгк/Л,)/?;+ V к сгь ±сти), (10) где д Г - температурный перепад, °С;

а, - коэффициент линейного расширения;

Е - модуль упругости, Па;

ак- кольцевые напряжения от внутреннего давления нефти, Па;

У?, - расчётное сопротивление металла трубопровода, Па; - коэффициент продольной деформации;

£т и - напряжения изгиба, Па.

Предложенный метод позволяет назначать допустимое давление с учётом следующих факторов:

- диаметра трубопровода, толщины его стенки;

- температурного перепада;

- изгибных напряжений;

- категории участка;

- предела текучести трубной стали.

Полученные результаты для наглядности представлены в виде графиков в диссертации.

В порядке проверки результатов теоретических исследований на ремонтируемом участке нефтепровода диаметром 1220 мм были проведены комплексные экспериментальные исследования НДС. Программа экспериментальных исследований включала измерения технологических параметров ремонтной колонны, высотного положения ремонтируемого участка, напряжений изгиба в сечении трубопровода. Измерения проводились при прохождении ремонтной колонны в рабочем режиме. Кроме того, путем установки в гидросистеме крепей одинакового давления (12 МПа) определялись их подъемные усилия.

В качестве основного метода исследования использовался метод прямого тензометрирования изменений деформаций стенки трубопровода в процессе прохождения ремонтной колонны.

На рисунке 3 представлены расчётная схема с применением двух опор (рисунок 3, а), эпюры прогибов (рисунок 3, б), изгибающих моментов (рисунок 3, в), перерезывающих сил (рисунок 3, г).

По данным замеров, технологических параметров, высотных отклонений в опорных точках А и В, осадки, линейных размеров, а также с учетом нагрузок и геометрических характеристик трубопровода на ремонтируемом участке были проведены расчеты его напряженного состояния. Расчётные значения прогибов на рисунке 3, б обозначены пунктирной линией (значения в круглых скобках), фактические измерения - сплошной линией (в квадратных скобках). Из рисунка 3, б видно, что экспериментальные значения прогибов незначительно отличаются от расчетных.

На рисунке 3, в приведена эпюра напряжений изгиба с нанесенными на нее экспериментальными точками, полученными по результатам измерений НДС. Качественный и количественный анализы показывают на их хорошую сходимость.

_ч_Г

* * * » ♦ » * >1 * * »

1 г

а)

|Р1 I Р 2

|Рз

-х-х-N -1-1-х—X- 19,0 | Ь,-10.0 Яа - :- Ь- 9.0 : 10.0

2(1.55) 3(1.82) 4(3.27) «,., „„ 1(0,0) _ ——3 —— а ** '

"11.0.03 ЗЬ.4) 414/0 2&Д 7(-12,б) 8(-14,9)

в) Ъ 11 / 1 о Ч' /Г /о VI о оЧ VII 8^12.2) 9[-14,9) О "VIII N

IV со

—|Р ©

о N

а) схема ремонтного участка с указанием точек замера и линейных технологических параметров;

б) линия оси трубопровода, построенная по данным замеров, с указанием высотных отклонений: экспериментальных и расчетных;

в) эпюра изгибающих напряжений с нанесенными экспериментальными точками;

г) эпюра перерезывающих сил

Рисунок 3 - Схема экспериментальных замеров, проведенных на ремонтном участке диаметром 1220 мм

На рисунке 3, г приведена эпюра перерезывающих сил. Реакции опор в точках А и В составили соответственно 330 кН (33,0 тс) и 341 кН (34,1 тс), что исходя из коэффициента полезного действия в достаточной степени соответствует подъемному усилию крепей КР-1220.

Проведенные комплексные экспериментальные исследования подтвердили достоверность исходных предпосылок и результатов теоретических исследований напряженного состояния ремонтируемого трубопровода, а также обоснованность практических рекомендаций по выбору технологических параметров ремонтной колонны. На основании проведенных теоретических и экспериментальных исследований рекомендуются основные технологические параметры, которые должны обеспечить минимальные изгибные напряжения в трубопроводе.

Проведенные исследования положены в основу РД 39-0147103-346-86.

В четвёртой главе разработана новая технология ремонта перехода магистральных газопроводов через автомобильные дороги без остановки транспортировки газа.

Приводится обоснование возможности использования существующей бездефектной трубы, толщина стенки которой соответствует I категории, что исключает замену участка. Показано, что современная внутритрубная дефектоскопия с достаточной степенью точности позволяет оценить уровень дефектности рабочего трубопровода (газопровода) внутри футляра. Предлагается принципиально новая конструкция защитного футляра (рисунок 4).

Из рисунка 4 видно, что предлагаемый вариант защитного футляра представляет собой самостоятельную пространственную конструкцию, не связанную с газопроводом, в то же время достаточно жесткую, чтобы избежать продольных или поперечных перемещений.

Рисунок 4 - Конструктивная схема перехода газопровода

через автомобильные дороги с защитным футляром из половинки трубы

Приводятся технологические схемы перехода магистральных газопроводов через автомобильную дорогу. Подробно описаны конструктивные особенности защитного футляра, подчеркнуты элементы новизны.

Показаны преимущества вновь созданной технологии:

- нет остановки газопровода, а значит отпадает необходимость в освобождении участка от газа, т.е. ремонт производится без остановки транспорта газа;

- обеспечивается полноценная электрохимическая защита трубопровода и защитного футляра;

- исключается возможность электрического контакта между газопроводом и защитным футляром;

- остается стабильным напряженное состояние газопровода;

- повышается ремонтопригодность участка перехода;

- существенно снижаются материалоемкость и трудоемкость ремонтных работ, исключаются огневые работы на действующем газопроводе.

И главное - технология, в силу вышеупомянутых преимуществ, объективно способствует повышению надежности газопровода на переходе через автомобильную дорогу.

Приведен сравнительный анализ условий работы участков газопроводов на переходах через автомобильные дороги. В качестве базы сравнения были приняты:

- переходы нефтепроводов через железные дороги;

- переходы нефтепроводов через автомобильные дороги 1-Й категорий;

- переходы нефтепроводов через автомобильные дороги III-1V категорий;

- переходы газопроводов через железные дороги;

- переходы газопроводов через автомобильные дороги I-II категорий;

- переходы газопроводов через автомобильные дороги Ш-IV категорий;

- переходы газопроводов III-IV категорий, пролегающих в нормальных условиях (например пашня).

В качестве критериев сравнения были приняты:

- электрохимическая зашита;

- напряженно-деформированное состояние;

- динамические воздействия;

- первичные и вторичные факторы последствий возможных аварий;

- ремонтопригодность участка;

- режим транспортировки продукта в период проведения ремонтных работ;

- вероятность повреждения сторонними силами;

- вероятность появления электрического контакта;

- вероятность нарушения изоляции.

Оценка по сумме условных баллов показала, что в связи с повышением надежности отремонтированных по новой технологии переходов магистральных газопроводов через автомобильные дороги III-V категорий становится целесообразным не заменять, а использовать на них собственно трубы, толщина стенки которых соответствует III категории магистральных трубопроводов.

Пятая глава посвящена экспериментальным и теоретическим исследованиям воздействия проезжающего по автомобильной дороге транспорта на эксплуатируемый трубопровод при различных конструкциях защитного футляра.

Целью экспериментов было исследование воздействия вибрации проезжающего по грунтовой автомобильной дороге транспорта на рабочий трубопровод при следующих вариантах конструкции защитного футляра:

- общепринятого типа «труба в трубе» (кожух);

- новой технологии «из половинки трубы» (полукожух);

- трубопровода без защитного футляра.

Работы производились на экспериментальной площадке, состоящей из трех стендов, и сооруженной над ними грунтовой дорогой. Стенды представляют собой в двух случаях трубу Ду = 500 мм с защитным футляром различной конструкции Ду = 700 мм (кожух, полукожух) и трубу Ду = 500 мм без защитного футляра.

Программа исследований включала измерение и запись в память компьютера виброскорости на стендах, причем для вариантов «кожух» и «полукожух» - одновременно для трубы и защитного футляра, при проезде:

- тяжелой гусеничной техники - бульдозера весом 53 т на 1, 2, 3 скоростях;

- колесного трактора (погрузчика) на базе К-700 весом 30 т на 1,2 скоростях;

- автомобиля ЗИЛ весом 15 т со скоростью 10, 20, 40 км/ч.

На длине 16,0 м (по 8,0 м в каждую сторону от оси стенда и через 4,0 м друг от друга) устанавливались контрольные вешки (всего 5 вешек).

В момент прохождения транспортом зачетной отметки (вешки) производились измерения виброскорости, которые записывались в память компьютера. Измерения времени прохождения зачётного расстояния производились секундомером и записывались в протокол наблюдений.

Каждый вид измерения производился по десять раз.

С целью построения статистической математической модели полученные результаты были подвергнуты математической обработке.

Для построения статистической математической модели в виде многочлена произвольной степени п в системе MathCad использовалась функция regress (VX, VY, п), которая возвращает вектор VS, запрашиваемый функцией ¡Шеф (VS. VX, VY, х) и содержащий коэффициенты многочлена л-ой степени.

Задаем время и координаты точек как элементов векторов:

15,20 15,15 15,30 15,20 15,70 15,91 15,02 15,66 15,59 О 6,05 J

Vr-

VX =

(° ) 0,4 '0,3' '0 '

0,25 Vt„ 0,8 0,5 3,8

0,5№0 ; VY = 1,2 ; VT = 0,8 3 и 7,6

0,75 Vt„ 0,6 0,4 11,4

U'. J ,0,2j ,од ,15,2,

(И)

где элементы вектора Vt - время прохождения в секундах расстояния в 16 метров транспортным средством в каждом из десяти опытов; элементы вектора VX - время в секундах с начала отсчета до момента времени нахождения транспортного средства в контрольной точке; элементы векторов VY и VT -замеренные значения скоростей, соответственно, защитного футляра и трубы в фиксированные моменты времени: 0 с; 0,25-Vto с; 0,50 -Vto с; 0,75-Vt0 с и Vto с. Время прохождения расстояния 16 м для первого опыта равно 15,2 с. Поэтому при обработке данных первого опыта принимается Vt0 = 15,2 с.

Аппроксимация многочленом виброскорости полукожуха выполнялась по дискретным значениям времени и скорости, представленным в виде элементов векторов VX, VY соответственно:

. Z = regress (VX, VY, п); (12)

fk (х) = interp (Z, VX, VY, n). (13)

В результате преобразований аппроксимирующий многочлен имеет следующий вид:

Д (0 = к/ + Ы2 + к3( + к4, (14)

где к/, Ь, к}, к4 - коэффициенты при степенных функциях; I - время.

Обработка экспериментальных данных позволила получить графики виброскорости для защитных футляров и рабочего трубопровода. Для варианта «полукожух» установлено, что виброскорость на рабочей трубе значительно ниже, чем на полукожухе, и составляет 65 % от виброскорости полукожуха.

Экспериментальные значения виброскорости, представленные в виде функций от времени, используются для нахождения перемещений (амплитуды). Они определяются из решения задачи Коши, где в качестве правой части дифференциального уравнения задаётся аппроксимирующий многочлен виброскорости.

Исходя из изложенного, решается дифференциальное уравнение вида

у(0 = Г(1,у), (15)

где f (I, у) = /А: (I) для исследуемых объектов, например полукожуха, согласно (13).

у = у (0 - решение дифференциального уравнения функции перемещений, где аргументом является время (0, должно удовлетворять начальному условию

у(1о) = 0 10=0. (16)

Это означает, что в начальный момент времени, когда транспортное средство подъезжает к первой контрольной точке, полукожух и рабочая труба находятся в состоянии покоя, и начинают воспринимать воздействие, передаваемое через грунт.

Вычисление производится методом Рунге-Кутты одношаговым методом четвертого порядка, которое представлено в виде графиков амплитуды колебаний полукожуха и трубопровода (рисунок 5). Из приведенных графиков ри-

сунка 5 следует, что по результатам десяти опытов (100 измерений) амплитуда колебаний рабочего трубопровода значительно ниже амплитуды колебаний полукожуха (к 66 %), а период колебания практически одинаков - 25 с.

У20

1 у12(2)

гл \ '

5 10 15 20 25 У2('), У12(')

1, С

Рисунок 5 - Совмещенный график амплитуды колебаний полукожуха и трубопровода по результатам десяти опытов (100 измерений)

На рисунке 6 приведены графики зависимости амплитуды колебаний рабочего трубопровода от линейной скорости для трех исследуемых схем, построенных по данным 90 опытов (900 измерений). Из анализа зависимостей, приведенных на рисунке 6, следует:

- амплитуда колебаний не зависит от линейной скорости транспортного средства;

- амплитуды колебаний рабочего трубопровода по схеме «труба в трубе» и без футляра практически совпадают (разница в пределах 5 %), т.е. защитный футляр (кожух) не снижает амплитуду колебаний;

- амплитуда колебаний рабочего трубопровода по новой технологии (полукожух) значительно ниже, составляет около 50 % от двух других вариантов.

На рисунке 7 изображены графики зависимости периода колебания от виброскорости для рабочего трубопровода для трех скоростей, построенные по данным рабочих протоколов. Можно сделать вывод, что период колебания:

- зависит от линейной скорости транспортного средства;

- практически не зависит от наличия защитного футляра любой конструкции (в пределах точности измерений).

О ®

-1-1-1-

1 2 3

линейная скорость V, м/с

Рисунок 6 - Зависимости амплитуды колебаний от линейной скорости для трех рассматриваемых схем

Период t, с

I-скорость 1,00... 1,03 м/с; II-скорость 1,74... 1,80 м/с; III - скорость 2,90...3,03 м/с

Рисунок 7 - Графики зависимости периода колебаний от линейной скорости для рабочего трубопровода

Технология ремонта переходов через автодороги без остановки транспортировки газа вошла в новую редакцию СТО Газпром 2-2.3-231-2008 «Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов».

Создание новой технологии и соответствующей нормативной базы позволило начать ее внедрение на объектах ООО «Газпром трансгаз Уфа». В период 1997-2002 гг. по новой технологии было отремонтировано 68 переходов через автомобильные дороги, при этом было сэкономлено 53,4 млн м3 газа

В шестой главе проведены исследования специфики возникновения и развития КРН на газопроводах ООО «Газпром трансгаз Уфа», а также созданы новые методики диагностирования КРН. Специфика проявления КРН на газопроводах ООО «Газпром трансгаз Уфа» связана с видами грунтов, рельефом местности, по которой пролегают газопроводы, и качеством строительно-монтажных работ при сооружении линейной части. За 1997-1998 гг. произошли восемь аварий на газопроводах диаметром 1420 мм, из них 7 -по причине КРН. Для пяти аварийных утечек дефекты, их вызвавшие, были ориентированы в поперечном направлении. Из пяти таких аварий три произошли на входе на компрессорную станцию.

Аварии, вызванные продольными стресс-коррозионными дефектами, являются типичными для газопроводов больших диаметров, в то же время крупные поперечные стресс-коррозионные дефекты в ОАО «Газпром» и за рубежом ранее обнаружены не были.

Изучение материалов расследования аварий, анализ проектной и исполнительной документации, исследования в шурфах и образцов позволили определить основные причины возникновения и развития поперечных трещин стресс-коррозионного характера. Все перечисленные аварии произошли в нижних частях рельефа (пересыхающих в летний период водотоках) на газопроводах III категории с плёночным изоляционным покрытием трассового нанесения, с глубиной заложения 2,0...3,5 м, при несовпадении профилей трубной плети и траншеи.

Таким образом, погрешности строительно-монтажных работ, выразившиеся в несовпадении профиля трубной плети и профиля траншеи, вызвали изгибные напряжения, сопоставимые с пределом текучести трубной стали. Плёночное покрытие трассового нанесения не смогло защитить газопровод от фунтового электролита. Переменная влажность и неприлегание нижней образующей трубы к дну траншеи вызвали циклические напряжения в стенке трубы. Наличие концентраторов напряжений в четырёх случаях из пяти определяло направление развития стресс-коррозионных трещин. Всё это, вместе взятое, способствовало возникновению дефекта поперечного направления и его развитию по механизму КРН. Таким образом, можно считать доказанным возможность возникновения и развития КРН (магистральной трещины) поперечного направления.

После серии аварий, с учётом их специфики, на выходе КС «Полянская» на перегоне газопровода Уренгой - Петровск общей протяжённостью 12 км были намечены для обследования в протяжённых шурфах 14 участков. Все участки располагались в нижних складках рельефа местности. Выбранный перегон на выходе КС «Полянская» в системе ООО «Газпром трансгаз Уфа» в стресс-коррозионном отношении является наиболее опасным.

Исходя из проведённого анализа отказов, применительно к обследуемому участку, были определены основные диагностические признаки КРН:

- трубы производства Харцызского трубного завода из трубной стали Х70;

- плёночная изоляция трассового нанесения;

- соприкосновение газопровода с водотоками в нижних частях рельефа местности;

- характерные для протекания КРН грунты;

- наличие резкой границы между грунтами, например «глина - известняк»;

- несоответствие кривизны труб профилю траншеи.

Методику обследования поясним на примере участка ПК 3425+65, где было вскрыто и обследовано пять труб и обнаружен наиболее значительный стресс-коррозионный дефект длиной 4,5 м и глубиной 7 мм.

На рассматриваемом участке стресс-коррозионные дефекты были обнаружены на всех обследованных трубах. Дефекты выявлены и на импортных трубах, и на трубах Харцызского производства; максимальное количество очагов КРН - 20 (на трубе № 2, на границе «суглинок - известняк»), там же находится максимальный дефект. Общее количество очагов КРН - 32. Результаты обследования в графическом виде представлены на рисунке 8.

Номер (прошводитель, способ ремонта) трубы

О-число дефектов х 10 121 — суммарная длина дефектов, м

□ - средневзвешенная глубина дефектов, мм □ _ максимальная глубина дефектов, мм

а, . га — максимальная глубина наиболее

—длина наиболее опасного дефекта, м "»

опасного дефекта, мм

Рисунок 8 - Обобщенные по отдельным трубам характеристики стресс-коррозионных дефектов, обнаруженных при обследовании участка ПК 3425+65

По результатам обследования всех 14 участков (120 труб) были выявлены 744 очага КРН, из них 15 - признаны опасными. В качестве критерия опасности принято давление разрушения менее 100 кг/см2. Обобщённые характеристики стресс-коррозионных дефектов всех участков представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Обобщенные данные по результатам обследования газопровода Уренгой - Петровск

№ участка Пикетаж Длина труб, м Обнаруженные стресс-коррозионные дефекты Количество устраненных дефектов

обследовано заменено оставлено в газопроводе количество суммарная длина, м максимальная глубина, мм заменой труб шлифовкой

1 3386+64 102 57 45 44 8,30 4,0 44 -

2 3391+67 102 70 32 84 16,02 7,0 80 4

3 3400+50 113 102 11 96 16,35 4,0 95 1

4 3409+05 125 104 21 76 17,20 3,0 72 4

5 3415+72 147 82 65 67 12,62 5,0 63 4

6 3425+65 57 36 21 32 11,20 7,0 31 1

7 3430+00 125 96 29 54 9,20 4,0 54 -

8 3434+43 ИЗ 103 10 98 21,23 5,0 98 -

9 3443+25 47 47 - - - - - -

10 3457+85 80 - 80 2 0,65 0,5 - 2

11 3468+30 113 - 113 1 0,35 0,5 - 1

12 3473+35 159 148 И 132 22,67 6,0 127 5

13 3484+90 136 60 76 58 14,09 3,0 55 3

14 3514+60 34 - 34 - - - - -

Всего: 1453 905 548 744 149,88 719 25

На рисунке 9 приводится распределение выявленных дефектов по глубине. По оси абсцисс показана глубина дефектов с интервалом 1 мм (< 1 до 6.. .7 мм), по оси ординат - их количество.

Максимальная глубина дефектов, мм □ Всего ЦТрубы Харцызского завода □Импортные трубы

Рисунок 9 - Распределение числа дефектов КРН в зависимости от их глубины

Показатель глубины дефекта до 1 мм не является достоверным, так как технические возможности вихретоковых приборов для обнаружения трещин позволяют выявлять их, начиная с глубины 0,5 мм, а дефекты КРН менее 0,5 мм остаются невыявленными.

С целью определения закона распределения и действительного количества дефектов КРН проведена обработка полученных экспериментальных данных по методу наименьших квадратов, начиная с глубины 1,0 мм.

Зависимость количества дефектов КРН от их глубины с коэффициентом корреляции К= 0,9899 подчиняется экспоненциальной зависимости

У = ехр (7,51373- 1,03493 х).

(17)

С учётом указанной зависимости получается, что количество дефектов КРН с глубиной менее 1,0 мм должно составлять около 1100, общее количество дефектов КРН, таким образом, составит около 1700.

Проведённые обследования легли в основу разработанного руководящего документа ВРД 39-1.10-023-2001.

Одновременно во вскрытых шурфах были проведены химические и микробиологические исследования грунтов, изоляции и продуктов коррозии. Всего в 13 шурфах было отобрано 88 проб.

Частично исследования выполнялись в лабораторных условиях и на трассе газопроводов, другая часть - только в лабораторных условиях, где можно контролировать различные параметры и оценивать их влияние на КРН.

Непосредственно на трассе в шурфах определяли окислительно-восстановительный потенциал и рН грунтовых вод, температуру и электрическое сопротивление грунта, а также качественно определяли содержание ЯД В лабораторных условиях исследовали пробы фунта в целом (валовый анализ), а также их кислотную и водную вытяжки. Влажность фунта, содержание органического углерода, сульфидов, подвижных форм железа, рН водной вытяжки и содержание в нем бикарбонатов, сульфатов, нитратов и хлоридов также определяли в лабораторных условиях. Для микробиологического анализа было отобрано 26 проб.

В таблице 3 представлены результаты определения численности трех наиболее показательных фупп микроорганизмов (гетеротрофов-бродилыциков, денитрификаторов и СВБ) в пробах продуктов коррозии и праймера, изоляционного покрытия и фунта нижней образующей (шурф № 13, проба № 87). Кроме того, в качестве интефального показателя микробиологической активности использовалось общее микробное число (ОМЧ).

Таблица 3 - Сравнительные данные по составу микроорганизмов

№ Группы Продукты Изоляция Грунт

п/п микроорганизмов коррозии нижней

и праймера образующей

1 Гетеротрофы-бродилыцики 0 5000000 4000

2 Денитрификаторы 300 1000000 6000000

3 СВБ 10000000 100000 100000000

4 ОМЧ 0 10000000 87000000

Характеризуя результаты обследований в целом, можно отметить, что в пробах продуктов коррозии наблюдается практически полное отсутствие ге-теротрофов-бродилыциков и денитрификаторов. В то же время необходимо отметить высокие концентрации СВБ, хотя численность этих групп варьировалась в широких пределах.

В пробах изоляции относительно ровные концентрации гетеротрофов-бродилыциков, денитрификаторов, СВБ и ОМЧ. Следует отметить заметную вариабельность этих показателей, особенно для ОМЧ.

Таким образом, установлено, что наибольшее количество микроорганизмов сосредоточено в грунтах у нижней образующей трубопровода, значительную часть из них занимают наиболее опасные в стресс-коррозионном отношении СВБ.

Комплексные исследования выявили ряд особенностей КРН на газопроводах ООО «Газпром трансгаз Уфа»:

- преимущественное проявление КРН на границах фунтов «суглинок (глина) - известняк»;

- по большинству признаков (близкая к нейтральной рН, наличие общей коррозии, незначительное количество карбонатов и бикарбонатов в фунтах) КРН газопроводов близко к «неклассическому» (канадскому) типу КРН, в то же время наличие значительного количества сульфатвосстанавливающих бактерий указывает на «классический» (американский) тип КРН.

В ОАО «Газпром» внутритрубные дефектоскопы, способные достоверно выявлять дефекты КРН, появились в 2002 году. В настоящее время ВТД является основным диагностическим средством выявления дефектов линейной

части МГ, в том числе дефектов КРН. Снаряды НПО «Спецнефтегаз» выявляют дефекты, в числе которых продольные трещины, зоны продольных трещин, поперечные трещины, т.е. дефекты, характерные для КРН.

Возвращаясь к данным рисунка 9 отметим, что если вместо обследования в шурфах осуществить ВТД, были бы выявлены все дефекты глубиной более 0,2 от толщины стенки (0,2 х 16,5 мм = 3,3 мм), т.е. условно все дефекты глубиной более 3 мм (всего 61 + 12 + 5 + 3= 81 дефект), что составляет менее 5 % от всех дефектов, остальные 95 % остались бы невыявленными.

Внутритрубная дефектоскопия в современном варианте позволила во многом решить проблему КРН. В ООО «Газпром трансгаз Уфа» именно применение внутритрубных снарядов НПО «Спецнефтегаз» в 2003 году позволило выявить свыше 20 очагов КРН, в том числе глубиной до 50 % от толщины стенки, и с 2003 года аварий по причине КРН не зафиксировано. Пятилетний цикл обследования снарядами ВТД позволяет с высокой степенью вероятности выявлять значимые дефекты КРН и своевременно принимать превентивные меры.

Седьмая глава посвящена разработке новых предложений по ремонту магистральных газопроводов, подверженных КРН.

Согласно принятой в ОАО «Газпром» концепции, ремонт магистральных газопроводов, подверженных КРН, производится выборочно по результатам диагностики.

К специфике ремонта участков газопровода, подверженных КРН, которая включает в себя технологические и эксплуатационные меры, можно отнести:

- обеспечение минимальных изгибных напряжений ремонтируемого участка газопровода;

- использование труб, имеющих стенки повышенной толщины;

- базовый способ нанесения изоляционного покрытия или применение изоляционных покрытий нового поколения;

- учёт воздействия микроорганизмов на развитие КРН.

Таким образом, одной из задач технологии ремонта является обеспечение минимальных напряжений изгиба. Кроме того, важную роль в возникновении и развитии КРН играют вид грунта, его аэрация.

Сформулируем в общем виде требования, предъявляемые к постели трубопровода при его ремонте:

- постель не должна оседать под весом трубопровода и грунта засыпки, или эта осадка должна быть минимальной;

- материал постели должен обладать высокой фильтрационной способностью, чтобы не удерживать фунтовый электролит и обеспечить аэрацию околотрубного пространства;

- материал не должен быть дефицитным и желательно естественного происхождения.

Проведённый анализ показал, что указанным критериям в наибольшей степени соответствует песчано-гравийная смесь.

Осадка защемлённого по концам участка трубопровода является основным фактором, влияющим на величину его изгибных напряжений. С целью количественной оценки величины осадки постели из ПГС проведены экспериментальные исследования в условиях, приближённых к реальным схемам ремонта, - на стенде, представляющем собой газопровод диаметром 1420 мм и длиной 23 м. Программа исследований включала измерения осадки постели из ПГС (75 % гравия и 25 % песка) для двух вариантов:

1) укладка стенда на разровненную постель из ПГС высотой 0,5 м;

2) подсыпка ПГС под стенд при расстоянии между нижней образующей и дном траншеи 0,5 м.

Осадка замерялась до момента условной стабилизации, за которую принималось изменение высотного положения на величину 0,01 см за одни сутки.

Результаты исследований по 1-ому варианту показали:

- стабилизация наступала на третьи сутки;

- осадка составила 7,75 см, т.е. коэффициент уплотнения (процент осадки) составил 7,75/50 = 15,5 %.

Следующая серия экспериментов производилась для 2-ого варианта. Кроме того, с целью определения несущей способности ПГС под воздействием дополнительных нагрузок стенд заполнялся водой и засыпался фунтом высотой до 1,0 м над верхней образующей трубопровода. В таблице 4 приводятся значения осадки для вышеуказанной схемы.

В процессе эксперимента нагрузка на погонный метр длины постели изменялась с 5,56 кН/м ступенчато до 13,5 кН/м и 30,3 кН/м; тем не менее, роста осадки за период выдержки от трех до восьми суток не наблюдалось.

Таблица 4 - Значения величин осадки трубы диаметром 1420 мм в зависимости от времени и нагрузки

№ точек Отметки верхней образующей / Отметки верхней образующей после Отметки верхней образующей после засыпки землей /

замера величина осадки, м/м заполнения водой / величина осадки, м/м

величина осадки, м/м

1 1,03 0,91 / 0,895 / 0,895 / 0,895 / 0,895 / 0,895 / 0,895 /

0,12 0,135 0,135 0,135 0,135 0,135 0,135

Ср.знач. 0 0,119 0,127 0,127 0,127 0,127 0,127 0,127

2 0,75 0,632/ 0,63/ 0,63/ 0,63/ 0,63/ 0,63/ 0,63/

0,118 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12

Некоторое увеличение осадки по сравнению с первым опытом объясняется формой ПГС под нижней образующей трубы. При подсыпке ПГС под вывешенный трубопровод угол его естественного откоса близок к 45°, поэтому в начальный момент нижняя образующая шириной до 600 мм не соприкасается с постелью (в исследованиях главы 2 - этот параметр меньше, так как диаметры труб меньше). Затем под влиянием нагрузки происходит перераспределение ПГС, и осадка стабилизируется.

Установлено, что последующая дополнительная нагрузка не вызывает дальнейшей осадки трубопровода. Согласно исследованиям (глава 2), дополнительное нагружение трубопровода, опирающегося на подсыпанный суглинистый грунт нарушенной структуры, вызывало дополнительную осадку в течение от нескольких (8... 10) дней до года.

В предыдущей главе были приведены результаты анализа проб на наличие микроорганизмов, в том числе проб грунта, отобранных у нижней образующей труб, пораженных стресс-коррозией.

В этой связи представляет интерес аналогичное исследование ПГС, рекомендуемой в качестве постели при капитальном ремонте газопроводов, на наличие микроорганизмов.

Дополним данные таблицы 3 данными об аналогичных исследованиях факторов ПГС (таблица 5).

Таблица 5 - Сравнительные данные по составу микроорганизмов

№ п/п Группы микроорганизмов Данные анализа проб (таблица 3) Данные анализа ПГС с карьера

Продукты коррозии и праймера Изоляция Грунт нижней образующей трубы

1 Гетеротрофы -бродил ыцики 0 5000000 4000 2670

2 Денитрификаторы 300 1000000 6000000 30000

3 СВБ 10000000 100000 100000000 13

4 ОМЧ 0 10000000 87000000 900000

Сравнение лабораторных анализов (столбцы 5 и 6 таблицы 5) показывает, что данные по строчке 1 - одного порядка; данные по строчкам 2 и 4 - на порядок меньше; а данные по строчке 3 (СВБ), в предложенном варианте с ПГС, выглядят на несколько порядков ниже (1,3-Ю1 против МО8). То есть, с точки зрения бактериального воздействия, постель из ПГС предпочтительнее.

В этой же главе рассмотрены и обоснованы предложения по ремонтным технологиям газопроводов с учётом специфики КРН. Заключительным этапом являются сравнительные расчёты НДС для аварии, ремонта после аварии, а также для варианта с использованием ПГС в качестве постели.

Расчеты НДС проводились на примере участка газопровода Уренгой -Петровск (1853 км) диаметром 1420 мм, пересекающего овраг, где 19.11.1998 г. произошла авария с раскрытием поперечной трещины по нижней образующей трубопровода.

Базой данных для расчета НДС газопровода являются геометрические данные трубы для отдельных частей условного разбиения рассчитываемого участка газопровода и значения физико-механических характеристик грунта основания, грунта засыпки.

Расчеты НДС проводились для следующих случаев:

1) положения, вызвавшего аварию;

2) ремонта с заменой участка с укладкой на старое ложе (вариант восстановления после аварии) из суглинистого грунта;

3) ремонта с заменой участка и укладкой на постель из ПГС.

Проведённые исследования для трех рассмотренных случаев показали:

- стрелка прогибов составила для каждого случая 75 см, 25 см, 7,5 см соответственно;

- максимальные изгибные напряжения приходились на середину пролета и составили 400 МПа, 150 МПа, 45 МПа соответственно;

- максимальные суммарные продольные напряжения составили 450 МПа, 175 МПа, 65 МПа соответственно.

Таким образом, вариант с применением в качестве постели ПГС с точки зрения НДС является наилучшим, и вместе с другими мероприятиями (усиленной изоляцией, аэрацией околотрубного пространства, низким количественным уровнем микроорганизмов и др.) обеспечивают трубопроводу условия, препятствующие возникновению и развитию дефектов стресс-коррозионного характера.

Согласно концепции борьбы с КРН, принятой в ОАО «Газпром», выявление дефектов КРН осуществляется посредством пропуска снарядов ВТД.

Своевременный пропуск снарядов (с цикличностью в 3...5 лет) позволяет выявить «очередные подросшие» трещины КРН, произвести замену пораженных участков, и так каждые 3...5 лет.

Торможение процессов КРН возможно за счет создания условий, например стабильности температуры, препятствующих коррозионным процессам.

Стабильность работы любой системы является высокой качественной оценкой ее надежности. Колебание влажности фунта практически прекращается и металл трубы пассивируется, как только температура газа становится постоянной.

При неизменной температуре прилегающий к трубопроводу слой фунта в значительной степени теряет свою коррозионную активность.

Второе направление снижения фактора риска возникновения и развития КРН - это достижение стабильности гидрологического режима фунта в районе прохождения трассы. Если транспортировку природного газа по подземным трубопроводам осуществлять при температуре, близкой температуре фунта в ненарушенном тепловом состоянии, то тепловое, в т.ч. и импульсное, воздействие на влагосодержание фунта будет предельно снижено.

Можно ожидать, что эти мероприятия затормозят развитие КРН, и возможны два варианта развития событий:

- повторный пропуск ВТД через 4 года не обнаружит стресс-коррозионных дефектов, и межремонтный цикл отодвинется на 8 и более лет;

- повторный пропуск ВТД через 4 года обнаружит меньшее количество дефектов КРН, и, соответственно, уменьшится количество ремонтируемых участков, пораженных КРН.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Разработан и научно обоснован технологический процесс капитального ремонта нефтепроводов больших диаметров с подкопом без остановки перекачки, в процессе создания которого:

- обоснована технологическая схема ремонта с подкопом и применением грузоподъемных механизмов;

- установлена зависимость осадки суглинистого фунта нарушенной структуры от возможных нафузок (коэффициента постели) при помощи экспериментальных исследований условий ремонта трубопроводов с подкопом;

- с учётом коэффициента постели получено решение нелинейного дифференциального уравнения продольно-поперечного изгиба, где в качестве функции принято решение линейного дифференциального уравнения продольно-поперечного изгиба, записанного по методу начальных параметров;

- разработана методика расчёта напряжённо-деформированного состояния ремонтируемого участка нефтепровода с учётом возможных эксплуатационных нагрузок и воздействий, позволяющая вывести рациональные схемы ремонта и обосновать технологические параметры ремонтной колонны;

- проведены комплексные экспериментальные исследования НДС, подтвердившие обоснованность основных положений методики расчёта и технологических параметров ремонтной колонны, при этом в качестве основного метода исследования использовался метод прямого тензометрирования изменений деформаций стенки трубопровода в процессе прохождения ремонтной колонны.

2. Предложен и научно обоснован метод расчёта допустимого давления нефти на бездефектном ремонтируемом участке, учитывающий диаметр трубопровода, толщину его стенки, температурный перепад, изгибные напряжения, категорию участка, прочностные характеристики трубной стали.

3. Разработана новая технология ремонта переходов магистральных газопроводов через автомобильные дороги без остановки транспорта газа, которая включает:

- обоснование возможности дальнейшей эксплуатации бездефектного газопровода, толщина стенки которого соответствует I категории;

- разработку конструкции защитного футляра, которая позволяет производить ремонтные работы без остановки транспорта газа.

Доказана возможность новой технологии использовать существующий газопровод III категории на переходах через автомобильные дороги III—V категорий. Новая технология способствует повышению эксплуатационной надежности перехода и снижению материалоемкости и трудоемкости ремонтных работ.

4. Проведенными исследованиями вибрационного воздействия проезжающего по автомобильной дороге транспорта на рабочий трубопровод при различных вариантах защитного футляра доказано, что:

- период колебаний рабочего трубопровода не зависит от наличия защитного футляра, а зависит от веса и линейной скорости транспортного средства;

- амплитуда колебаний зависит от веса транспортного средства и не зависит от его линейной скорости;

- защитный футляр предлагаемой конструкции снижает амплитуду колебаний более чем на 50 %.

5. С учётом специфики ООО «Газпром трансгаз Уфа» проведён анализ факторов, способствующих возникновению и развитию КРН:

- доказано, что дефекты КРН поперечного направления могут быть вызваны изгибными напряжениями, возникшими от несоответствия профиля траншеи профилю трубопровода (погрешности строительства);

- показано, что дефекты КРН на газопроводе могут возникать и развиваться преимущественно на границе грунтов «глина (суглинок) - известняк»;

- химические и бактериологические исследования выявили специфику КРН газопроводов ООО «Газпром трансгаз Уфа», отличную от «классического» (американского) типа КРН и «неклассического» (канадского).

6. Разработана методика выявления участков, подверженных КРН, основанная на анализе диагностических признаков КРН. Полученная методика положена в основу ВРД 39-1.10-023-2001.

Разработана технология ремонта газопроводов, подверженных КРН, где в качестве постели предложено использовать ПГС. Для обоснования применения технологии проведены исследования ПГС на предмет определения величин осадки для двух технологических схем ремонта и наличия микроорганизмов.

Проведены сравнительные исследования НДС участка газопровода для исходного положения, вызвавшего аварию; постели из суглинистого грунта;

постели из ПГС. Проведённые исследования показали преимущества предложенного варианта.

7. Показано, что торможения КРН (расширения межремонтного цикла) можно добиться за счёт эксплуатационных мероприятий, включающих постоянство температуры транспортировки газа, снижение температуры газа до температуры грунта.

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Хайруллин Ф.Г., Ихсанов Д.Ф., Аскаров P.M. Определение основных технических характеристик крепей для ремонта нефтепроводов диаметром 1220 мм // Нефтяное хозяйство. - 1982. - № 2. - С. 53-54.

2. Мухаметшин A.M., Тухбатуллин Ф.Г., Аскаров P.M. О выборочном ремонте локальных дефектов изоляционного покрытия действующих магистральных газопроводов // Газовая промышленность. - 1993. - № 8. - С. 34-36.

3. Дедешко В.Н., Аскаров P.M., Усманов P.P., Тухбатуллин Ф.Г., Хайруллин Ф.Г., Файзуллин С.М. Капитальный ремонт переходов МГ через автомобильные дороги//Газовая промышленность.- 1999.-№ 11.-С. 36-38.

4. Асадуллин М.З., Усманов P.P., Аскаров P.M., Гареев А.Г., Файзуллин С.М. Коррозионное растрескивание труб магистральных газопроводов // Газовая промышленность. - 2000. - № 2. - С. 43-47.

5. Аскаров P.M. Комплексный подход к ремонту газопроводов больших диаметров, пораженных стресс-коррозией // Научно-технический журнал «Наука и техника в газовой промышленности». - 2001. - № 4. - С. 30-35.

6. Аскаров P.M. Ремонт газопроводов больших диаметров // Газовая промышленность. - 2002. - № 2. — С. 64-67.

7. Аскаров P.M. Влияние погрешностей строительно-монтажных работ на КРН // Газовая промышленность. - 2002. - № 3. - С. 86-87.

8. Исмагилов И.Г., Асадуллин М.З., Аскаров P.M., Гаррис H.A. Импульсное влияние влажности на скорость коррозии магистрального газопровода, протекающей по типу КРН // Научно-технический журнал «Наука и техника в газовой промышленности». - 2002. - № 2. - С. 45-47.

9. Асадуллин М.З., Теребилов Ю.В., Аскаров P.M., Галяутдинов А.Б., Черкасов Н.М., Гладких И.Ф. Новая комбинированная антикоррозионная лента ЛИАМ // Газовая промышленность. - 2002. - № 7. - С. 64-66.

10. Исмагилов И.Г., Асадуллин М.З., Аскаров P.M., Гаррис H.A. Снижение активности процессов КРН магистральных газопроводов путем совершенствования технологических операций // Научно-технический журнал «Наука и техника в газовой промышленности». - 2002. - № 3. - С. 12-16.

11. Аскаров P.M. Напряженно-деформированное состояние газопроводов, пораженных КРН // Газовая промышленность. - 2003. - № 4. - С. 53-56.

12. Черкасов Н.М., Шайхутдинов А.З., Веремеенко A.A., Аскаров P.M. Новое покрытие «Асмол» для борьбы со стресс-коррозией // Газовая промышленность. -2003. - № 5. - С. 61-62.

13. Кудакаев С.М., Аминев Ф.М., Аскаров P.M., Файзуллин С.М. Диагностика и ремонт магистральных газопроводов // Газовая промышленность. -2004.-№5.-С. 17-19.

14. Рахматуллин Н.М., Файзуллин С.М., Аскаров P.M. Переизоляция газопроводов: опыт ООО «Баштрансгаз» // Газовая промышленность. - 2007. -№ 2. - С. 48-52.

15. Чучкалов М.В., Аскаров P.M., Хафизов Р.Ф., Шарафиев Р.Г. Оценка безопасности эксплуатации магистральных газопроводов больших диаметров, сваренных контактной сваркой. Исследование механических свойств сварных соединений // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2008. - Вып. 2 (72). - С. 86-95.

16. Кудакаев С.М., Аскаров P.M., Шаммазов A.M., Гареев А.Г. Исследование физико-механических характеристик металла труб, восстановленных с помощью сварки // Нефтегазовое дело. - 2008. - Т. 6. - № 1. - С. 100-106.

Статьи в других научно-технических изданиях

17. Хайруллин Ф.Г., Аскаров P.M. Исследование напряженного состояния нефтепровода при ремонте без подъема // РНТС «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». - М.: ВНИИОЭНГ, 1979. - № 12. - С. 20-22.

18. Хайруллин Ф.Г., Аскаров P.M. О продольно-поперечном изгибе нефтепровода при ремонте без подъема // Надежность магистральных нефтепроводов: Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1981. - Вып. 26. - С. 52-59.

19. Аскаров P.M. Оценка влияния веса ремонтных машин на напряженное состояние нефтепровода при ремонте без подъема // Надежность нефтепроводов и нефтеперекачивающих станций: Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. -Уфа, 1982.-С. 36-41.

20. Аскаров P.M. Графический метод расчета на прочность участка нефтепровода диаметром 1220 мм при ремонте с подкопом // Вопросы технической эксплуатации магистральных нефтепроводов: Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1984. - С. 28-33.

21. Аскаров P.M. Влияние шага ремонтной колонны на ее производительность и напряженное состояние трубопровода // Надежность, техническое обслуживание и ремонт нефтепроводов: Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. -Уфа, 1985.-С. 7-11.

22. Аскаров P.M., Хайруллин Ф.Г. Экспериментальные исследования напряженного состояния ремонтируемого участка нефтепровода диаметром 1220 мм // Обеспечение надежности магистральных нефтепроводов в условиях эксплуатации: Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1986. - С. 48-50.

23. Аскаров P.M. Выбор расстояния от сварного стыка до опоры с учетом технологических параметров ремонтной колонны // Обеспечение надежности магистральных нефтепроводов в условиях эксплуатации: Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1986. - С. 84-86.

24. Аскаров P.M. О допустимом давлении на участке нефтепровода при его ремонте с заменой изоляции без остановки перекачки // Матер. IX Всесоюзн. школы-семинара по вопросам гидродинамики, технического диагностирования

и надежности трубопроводного транспорта (8-10 октября 1986 г.). - Уфа, 1986. -С. 28.

25. Хайруллин Ф.Г., Аскаров P.M. Исследование напряженного состояния нефтепроводов при ремонте с учетом нелинейного отпора грунта основания // Диагностика, надежность, техническое обслуживание и ремонт нефтепроводов: Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1990. - С. 62-66.

26. Аскаров P.M. Разработка и внедрение технологии ремонта переходов магистральных газопроводов через автомобильные дороги // Матер. II Конгресса нефтегазопромышленников России (25-28 апреля 2000 г.). - Уфа, 2000. -С. 105.

27. Аскаров P.M. Технология ремонта переходов магистральных газопроводов через автомобильные дороги // Обслуживание и ремонт газопроводов. Матер. Междунар. конф. (11-14 октября 2000 г., Словакия). - 2000. - С. 132-136.

28. Аскаров P.M. Ремонт газопроводов большого диаметра, подверженных стресс-коррозии // Потенциал. - М., 2002. - № 5. - С. 52-55.

29. Аскаров P.M. О прогнозе развития дефектов КРН по данным внутри-трубной дефектоскопии // Научно-технический сборник «Транспорт и подземное хранение газа». - 2007. -№ 4. - С. 58-61.

30. Аскаров Р.М, Оценка коррозионных дефектов по данным внутритруб-ной дефектоскопии // Научно-технический сборник «Транспорт и подземное хранение газа». - 2008. - № 2. - С. 35-37.

31. Тухбатуллин Ф.Г., Галиуллин З.Т., Аскаров P.M., Карпов C.B., Королев М.И. Обследование и ремонт магистральных газопроводов, подверженных КРН // Обзорн. инф. Сер. «Транспорт и подземное хранение газа». - М.: ИРЦ «Газпром», 2001. - 61 с.

32. Асадуллин М.З., Усманов P.P., Аскаров P.M., Файзуллин С.М. Существующая технология сооружения и ремонта переходов магистральных газопроводов через автомобильные дороги и новые предложения по их ремонту (реконструкции) // Обзорн. инф. Сер. «Транспорт и подземное хранение газа». - М.: ИРЦ «Газпром», 2003. - 44 с.

33. Асадуллин М.З., Теребилов Ю.В., Аскаров P.M. и др. Изоляционное покрытие нового поколения «Асмол» и его модификация лента «Лиам» // 06-зорн. инф. Сер. «Транспорт и подземное хранение газа». - М.: ИРЦ «Газпром», 2003. - 46 с.

34. Кудакаев С.М., Уаман Ф.Ф., Аскаров P.M. и др. Анализ научных и нормативно-технических источников по отбраковке труб линейной части МГ и предложения по их развитию // Обзорн. инф. Сер. «Транспорт и подземное хранение газа». - М.: ИРЦ «Газпром», 2005. - 76 с.

Отраслевые нормативные документы

1. РД 39-30-451-80. Руководство по расчёту на прочность участка подземного трубопровода диаметром 1020 и 1220 мм при ремонте без подъёма / P.M. Аскаров и др. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1980. - 83 с.

2. РД 39-0147103-346-86. Инструкция по капитальному ремонту подземных нефтепроводов диаметром 1220 мм с использованием существующих технических средств / P.M. Аскаров и др. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987. - 67 с.

3. РД 39-0147103-317-88. Правила ремонта и демонтажа бездействующих нефтепромысловых трубопроводов / P.M. Аскаров и др. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1988. - 57 с.

4. РД 39-0147103-359-88. Инструкция на технологический процесс капитального ремонта нефтепровода с заменой изоляционного покрытия и одновременным заглублением путём переукладки в новую траншею / P.M. Аскаров и др. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1988. - 33 с.

5. РД 39-026-90. Норматив-табель технического оснащения ремонтно-строительной колонны для магистральных нефтепроводов / P.M. Аскаров и др. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1990. - 36 с.

6. ВСН 1 -51 -97. Правила производства работ при капитальном ремонте магистральных газопроводов / P.M. Аскаров и др. - М.: ИРЦ «Газпром», 1997.-96 с.

7. Инструкция по капитальному ремонту переходов магистральных газопроводов через автомобильные дороги (Дополнение к ВСН 51-1-97) / P.M. Аскаров и др.; утверждена 27.01.1999 г. - М.: ИРЦ «Газпром», 1999. -29 с.

8. ВРД 39-1.10-023-2001. Инструкция по обследованию и ремонту газопроводов, подверженных КРН, в шурфах / P.M. Аскаров и др. - М.: ИРЦ «Газпром», 2001. - 32 с.

9. СТО Газпром 2-2.3-231-2008. Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов / P.M. Аскаров и др. - М.: ИРЦ «Газпром», 2008. - 71 с.

Авторские свидетельства и патенты

1. A.c. 1008372 СССР, Е 02 F 5/10. Устройство для разработки грунта под трубопроводом / P.M. Аскаров и др. (СССР). - 3369671/29-03; Заявлено 26.11.1981; Опубл. 30.03.1983, Бюл. 12.

2. A.c. 1707146 СССР, Е 02 F 5/10. Рабочее оборудование для разработки грунта под трубопроводом / P.M. Аскаров и др. (СССР). - 4644376/03; Заявлено 31.01.1989; Опубл. 23.01.1992, Бюл. 3.

3. Пат. 2076989 РФ, 6 F 16 L 58/02, G 01 R 31/00. Способ определения координат места повреждения изоляции подземного трубопровода / P.M. Аскаров и др. (РФ). - 93046032/06; Заявлено 22.09.1993; Опубл. 10.04.1997, Бюл. 10.

4. Пат. 2162979 РФ, 7 F 16 L 1/028. Переход трубопровода под автомобильной дорогой / P.M. Аскаров и др. (РФ). - 97119254/06; Заявлено 19.11.1997; Опубл. 10.08.1999, Бюл. 12.

5. Пат. 2175736 РФ, 7 F 16 L 1/028. Способ ремонта трубопровода / Р.М.Аскаров и др. (РФ). - 2000129295/06; Заявлено 22.11.2000; Опубл. 10.11.2001, Бюл. 31.

6. Пат. 2179277 РФ, 7 F 16 L 7/00. Переход трубопровода под автомобильной дорогой / P.M. Аскаров и др. (РФ). - 99126101/06; Заявлено 14.11.1999; Опубл. 10.02.2002, Бюл. 4.

7. Пат. 2186281 РФ, 7 F 16 L 1/028. Переход трубопровода под автомо-)ильной дорогой / Р.М.Аскаров и др. (РФ). - 98113506/06; Заявлено >6.07.1998; Опубл. 27.07.2002, Бюл. 21.

8. Пат. 2189519 РФ, 7 F 16 L 58/00. Способ определения места электрического контакта между трубопроводом и защитным кожухом / P.M. Аскаров и др. (РФ).- 2000112988/06; Заявлено 24.05.2000; Опубл. 20.09.2002, Бюл. 26.

9. Пат. 2193718 РФ, 7 F 16 L 58/00. Способ выявления участков газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением / P.M. Аскаров и др. (РФ). - 20001103058/06; Заявлено 02.02.2001; Опубл. 27.11.2002, Бюл. 33.

10. Пат. 2195599 РФ, 7 F 16 L 1/028. Способ ремонта трубопровода / P.M. Аскаров и др. (РФ). - 99126355/06; Заявлено 14.12.1999; Опубл.

27.12.2002, Бюл. 36.

11. Пат. 2216681 РФ, 7 F 16 L 58/00. Способ выявления участков газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением / Р.М.Аскаров и др. (РФ). - 20001128323/06; Заявлено 18.10.2001; Опубл.

20.11.2003, Бюл. 32.

12. A.c. 1747612 СССР, Е 02 F 3/40. Ковш экскаватора / P.M. Аскаров и др. (СССР). -4845791/03; Заявлено 24.04.90; Опубл. 15.07.92, Бюл. 26.

13. A.c. 1828987 РФ, F 17 D 5/02. Способ контроля действующего трубопровода без остановки перекачки / P.M. Аскаров и др. (РФ). - 4806009/29; Заявлено 26.03.90; Опубл. 23.07.93, Бюл. 27.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 03.08.2009 г. Бумага писчая. Заказ № 537. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Содержание диссертации, доктора технических наук, Аскаров, Роберт Марагимович

Общая характеристика работы.

1. Состояние и перспективы технологии капитального ремонта магистральных нефтегазопроводов.

1.1. Анализ существующих /) организационно-технологических схем производства ремонтных работ на магистральных нефтепроводах.

1.1.1. Обзор состояния ремонта трубопроводов за рубежом.

1.1.2. Основные направления повышения эффективности технологии ремонта нефтепроводов.

1.2 Технология капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов.

1.2.1 Анализ существующей технологии ремонта перехода магистрального газопровода через автомобильные дороги и ее конструктивных решений.

1.2.2. Технология ремонта пересечения участка газопровода с автомобильной дорогой.

1.2.3. Анализ составляющих элементов существующей технологии ремонта перехода магистральных газопроводов через автомобильные дороги.

1.2.4. Сравнение с зарубежными источниками.

1.3 Коррозионное растрескивание под напряжением.

1.3.1 Изоляционное покрытие.

1.3.2. Агрессивность грунтов.

1.3.3 Микробиологическое состояние грунтов.

1.4. Температура и давление.

1.5. Диагностика КРН.

2. Экспериментальные исследования взаимодействия труб с грунтом нарушенной структуры при поперечных перемещениях.

2.1. Состояние вопроса.

2.2 Экспериментальные измерения положения трубопровода при ремонте без грузоподъёмных машин.

-32.3 Экспериментальные измерения положения трубопровода при ремонте с применением грузоподъёмных машин.

2.4 Обоснование методики проведения исследований.

2.5. Натурные исследования осадки грунта.

2.6 Обработка экспериментальных данных.

2.7. Экспериментальные замеры высотного положения отремонтированного участка нефтепровода после годичной его эксплуатации.

3. Разработка методики расчёта напряжённого состояния ремонтируемого участка нефтепровода, обоснование схемы ремонта и технологических параметров ремонтной колонны.

3.1 Разработка методики расчета.

3.2. Оценка влияния веса ремонтных машин на напряжённое состояние участка нефтепровода.

3.3. Влияние осадки ремонтируемого участка нефтепровода на его напряженное состояние.

3.4. Обоснование технологической схемы ремонта.

3.5. Выбор и обоснование расстояния между опорами.

3.6. Влияние шага ремонтной колонны на производительность и напряженное состояние трубопровода.

3.7. Выбор расстояния от сварного стыка до опоры с учетом технологических параметров ремонтной колонны.

3.8. Влияние растягивающей продольной силы на напряженное состояние ремонтируемого участка трубопровода.

3.9. Оценка влияния сжимающей силы на ремонтируемый участок нефтепровода.

3.10. Влияние отпора грунта на напряженное состояние ремонтируемого участка трубопровода.

3.11. О допустимом давлении на ремонтном участке.

-43.12. Экспериментальные исследования напряженного состо-^г^^эсжия ремонтируемого участка.

4. Предложения по- конструкции переходов газопроводов через автс-—»мобильные дороги и технологии их ремонта.— 150'

4.1 Предложения по конструкции перехода. .I 5О

4.2 Диагностика трубопроводов.'.

4.3 Предлагаемая конструкция футляра.

4.4. Сравнительный анализ существующей и предлагаемой технологии ремонта перехода. И ^

4.4.1. Электрохимическая защита. IX

4.4.2. Электрический контакт.1——

4.4.3. Напряженное состояние.1С-1—

4.4.4. Ремонтопригодность.1 -=^-«6)

4.4.5. Сохранность изоляционного покрытия.Х

4.4.6. Затраты материалов.—=^

4.4.7. Трудоемкость.1-^>

4.4.8. Потери газа.1 -"

4.5. Анализ условий работы участков газопроводов на переходах через автомобильные и железные дороги.1 ^ О

4.6. Оценка влияния внешних механических воздействий.10

5. Исследование воздействия, проезжающего по автомобильной доро —-"е транспорта на рабочий трубопровод при различных конструктивных варианта 7 х защитного футляра.

5.1. Общие положения.1 '7"!

5.2. Экспериментальные исследования.

5.3. Математическая обработка экспериментальных данных.—^

5.3.1. Построение статистической математической модели методо— 4/1 наименьших квадратов.1ЗГ—-—^

5.3.2. Построение модели по данным табл. 5.1 (10 измерений). 19<1 —

5.4. Определение амплитуды колебаний. 19-Г----^

-55.5. Зависимость виброскорости и амплитуды колебаний от вида и линейной скорости транспортного средства.

5.5.1.Зависимость виброскорости и амплитуды колебаний от линейной скорости бульдозера для схемы с полукожухом.

5.5.2. Зависимость виброскорости от линейной скорости бульдозера для схемы «труба в трубе».

5.5.3. Зависимость виброскорости и амплитуды колебаний от линейной скорости катерпиллера для схемы без защитного футляра.

5.5.4. Зависимость амплитуды колебания рабочего трубопровода от используемой схемы защитного футляра.

5.5.5. Характеристика данных, полученных при проезде подъемника и автомобиля.

5.6. Характеристика периода колебания.

5.7. Характеристика амплитуды колебаний.

6. Специфика проявления КРН на газопроводах ООО «Газпром трансгаз Уфа» и разработка новых методик диагностирования КРН.

6.1 Специфика проявления КРН на газопроводах ООО «Газпром трансгаз Уфа».,.

6.2 Другие факторы, способствующие зарождению и развитию КРН.

6.3 Диагностика КРН (обследование в шурфах).

6.4 Обследование грунтов.

6.4.1 Отбор проб для микробиологического и химического анализов.

6.4.2 Полевые исследования в шурфах экспресс-методами.

6.4.3 Результаты микробиологического исследования проб грунтов.

6.4.4 Результаты химического анализа грунтов.

6.5 Диагностика КРН в районе сварных стыков, в шурфах.

6.6 Диагностика КРН методами ВТД.

7. Ремонт участков газопроводов, подверженных КРН.

7.1. Предложения по ремонту газопроводов, подверженных КРН.

7.1.1. Анализ факторов, препятствующих КРН.

-67.1.2. Исследования гранулометрического состава и свойств ПГС.

7.1.3 Экспериментальные исследования несущей способности ПГС.

7.1.4 Исследования ПГС на наличие микроорганизмов.

7.2. Сравнительные расчёты НДС газопроводов при различных способах ремонта.

7.3 Эксплуатационные мероприятия по расширению межремонтного цикла.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Развитие и научное обоснование методов ремонта магистральных нефтегазопроводов без остановки транспортировки продукта"

Актуальность работы. Современная концепция ремонта линейной части магистральных нефтегазопроводов предусматривает обеспечение эксплуатационной надёжности трубопроводных систем при минимальных затратах. Важнейшей задачей является минимизация потерь продукта в процессе его транспортировки, в особенности для трубопроводов больших диаметров (820 мм и более), по которым транспортируются основные объёмы энергоресурсов.

Современные методы диагностики (например, внутритрубная дефектоскопия (ВТД)) позволяют с достаточной степенью точности выявлять дефекты общей коррозии (глубиной 0,1 от толщины стенки), в то же время выявление трещиноподобных дефектов (глубиной 0,2 от толщины стенки) нельзя считать исчерпывающими. Поэтому разработка методов диагностики, позволяющих выявлять дефекты (например, стресс-коррозию) независимо от их глубины, является актуальной.

Достоверные методы диагностики являются базой для выбора обоснованных способов ремонта, в т.ч. без остановки транспортировки продукта. Ремонт без остановки транспортировки продукта — это гарантированное обеспечение потребителей энергоресурсами при отсутствии простоя и потерь.

Применительно к магистральным нефтепроводам в 60-е годы была разработана и внедрена технология ремонта нефтепроводов диаметрами до 720 мм с подъёмом без остановки перекачки. К началу 80-х годов появилась настоятельная необходимость в ремонте нефтепроводов диаметрами 820.1220 мм (больших диаметров), построенных в 60-х годах. Таким образом, актуальными являются обоснование способа ремонта нефтепроводов больших диаметров без остановки перекачки, разработка технологической схемы ремонта, конструирование и производство ремонтных машин под эту технологию.

Применительно к магистральным газопроводам (МГ), ввиду повышенной опасности ремонтных работ на действующем газопроводе, технологий капитального ремонта линейной части практически нет, имеют место технологии выборочного ремонта (без применения приводных механизмов). Между тем, освобождение ремонтируемого участка от газа приводит к его безвозвратной потере на участке между кранами и штрафным санкциям по линии экологии. Кроме того, при вытеснении воздуха из отремонтированного участка газопровода неизбежны безвозвратные потери ещё 3-кратного количества газа.

Поэтому разработка, развитие методов диагностики и ресурсосберегающих научно обоснованных технологий ремонта линейной части магистральных нефтегазопроводов без остановки транспортировки продукта являются актуальными в настоящее время и будут актуальны всегда.

Цель работы — создание, развитие и научное обоснование методов ремонта линейной части магистральных нефтегазопроводов больших диаметров без остановки транспортировки продукта.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие задачи исследования:

• разработать и научно обосновать технологию капитального ремонта магистральных нефтепроводов больших диаметров с заменой изоляционного покрытия с подкопом без остановки перекачки, которая включает: обоснование технологической схемы ремонта с подкопом и применением грузоподъёмных механизмов; экспериментальные исследования взаимодействия трубопровода с суглинистым грунтом нарушенной структуры и определением на этой основе коэффициента постели такого грунта; разработку методики расчёта напряжённо-деформированнного состояния (НДС) ремонтируемого участка и на этой базе проведение выбора и обоснования технологических параметров ремонта;

-9- комплексные экспериментальные исследования НДС, подтверждающие обоснованность основных положений методики расчёта НДС и технологических параметров ремонтной колонны, с использованием в качестве основного способа исследования метода прямого тензометрирования изменений деформаций стенки трубопровода в процессе прохождения ремонтной колонны;

• научно обосновать допустимое давление нефти на ремонтируемом участке нефтепровода;

• разработать технологию ремонта переходов магистральных газопроводов через автомобильные и железные дороги (а/дороги) без остановки транспорта газа, которая включает:

- обоснование использования на переходах через а/дороги эксплуатируемой бездефектной трубы, толщина стенки которой соответствует I категории;

- рельефом местности;

- видами грунтов;

- химическим и бактериологическим составами грунтов;

- разработку технологии ремонта газопроводов, подверженных КРН, с учётом их специфики;

• обосновать возможность расширения межремонтного цикла (торможения процессов КРН) за счёт эксплуатационных мероприятий.

Методы решения поставленных задач основаны на анализе существующих методов диагностики и ремонта нефтегазопроводов, научном обосновании их ремонта без остановки транспортировки продукта, подкрепленных экспериментальными и теоретическими исследованиями.

Научная новизна результатов работы:

• научно обоснованы метод ремонта нефтепроводов больших диаметров с подкопом без остановки перекачки, а также допустимое давление нефти на ремонтируемом участке;

• выявлены причины и доказана возможность образования дефектов КРН кольцевого (поперечного) направления;

• разработана методика обследования участка газопровода, подверженного КРН, основанная на диагностических признаках КРН;

• научно обоснована технология ремонта газопроводов, подверженных КРН, с использованием в качестве постели песчано-гравийной смеси (Iii С);

• теоретически доказано, что торможения КРН (расширения межремонтного цикла участка газопровода с дефектами КРН) можно добиться за счёт эксплуатационных мероприятий, включающих постоянство температуры транспортировки газа, снижение температуры газа до температуры окружающего грунта.

На защиту выносятся результаты экспериментальных и теоретических исследований, методики расчета, методы диагностики, новые технологии и конструкции, которые способствовали разработке методов ремонта нефтегазопроводов без остановки транспортировки продукта.

Практическая ценность и реализация работы

- магистральных нефтепроводов «Дружба», НКК, УБКУА и др.;

- магистральных газопроводов Уренгой — Петровск, Уренгой — Новопсков, Челябинск - Петровск и др.

Результаты работы отражены в одном отраслевом стандарте и восьми отраслевых нормативных документах.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на: V Всесоюзной школе-семинаре по вопросам гидродинамики, технического диагностирования и надёжности трубопроводного транспорта (4-6 октября 1983 г., Уфа); VIII Всесоюзной школе-семинаре по вопросам гидродинамики, технического диагностирования и надёжности трубопроводного транспорта (14-16 октября 1985 г., Уфа); Школе-семинаре «Повышение надёжности работы магистральных нефтепроводов» (20-24 ноября 1985 г., Москва); IX Всесоюзной школе-семинаре по вопросам гидродинамики, технического диагностирования и надёжности трубопроводного транспорта (8-10 октября 1986 г., Уфа); международных конференциях: «Диагностика-95» (апрель 1995 г., Ялта), «Диагностика-98» (апрель 1998 г., Сочи), «Диагностика-2000» (март 2000 г., Кипр), «Диагностика-2001» (апрель 2001 г., Тунис), «Диагностика-2002» (март 2002 г., Турция), «Диагностика-2007» (апрель 2007 г., Екатеринбург); Международной конференции «Обслуживание и ремонт газопроводов» (октябрь 2000 г., Словакия); 3-ей международной конференции «Диагностика трубопроводов» (май 2001 г., Москва); отраслевых совещаниях (2001 г., Григорчиково Московской области; 2002 г., Ухта; 2003 г., Валдай; 2006 г., Сочи); II, IV, VI Конгрессах нефтегазопромышленников России (2000 г., 2003 г., 2005 г., Уфа).

Структура и объём диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, семи глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка используемой литературы, включающего 304 наименования. Работа изложена на 331 странице, содержит 80 рисунков и 39 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Аскаров, Роберт Марагимович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Разработан и научно обоснован технологический процесс капитального ремонта нефтепроводов больших диаметров, с подкопом, без остановки перекачки, в процессе создания которого:

- обоснована технологическая схема ремонта с подкопом и применением грузоподъемных механизмов;

- экспериментальными исследования, применительно к условиям ремонта трубопроводов с подкопом, установлена зависимость осадки суглинистого грунта нарушенной структуры от возможных нагрузок (коэффициент постели);

- разработана методика расчёта напряжённо - деформированного состояния ремонтируемого участка нефтепровода с учётом возможных эксплуатационных нагрузок и воздействий, позволяющая вывести и обосновать рациональные схемы ремонта и технологические параметры ремонтной колонны;

- проведены комплексные экспериментальные исследования НДС, подтвердившие обоснованность основных положений методики расчёта и технологических параметров ремонтной колонны, при этом, в качестве основного метода исследования, использовался метод прямого тензометрирования изменений деформаций стенки трубопровода в процессе прохождения ремонтной колонны.

2. Предложен научно обоснованный метод расчёта допустимого давления нефти на бездефектном, ремонтируемом участке, учитывающий: диаметр трубопровода, толщину его стенки; температурный перепад; изгибные напряжения; категорию участка; прочностные характеристики трубной стали.

- обоснование возможности дальнейшей эксплуатации бездефектного газопровода, с толщиной стенки, соответствующей 1 категории;

Доказана возможность новой технологии использовать существующий газопровод III категории на переходах через автомобильные дороги III - V категории.

Новая технология способствует повышению эксплуатационной надежности перехода и снижению материалоемкости и трудоемкости ремонтных работ.

4. Проведенными исследованиями вибрационного воздействия, проезжающего по автомобильной дороге транспорта на рабочий трубопровод при различных вариантах защитного футляра доказано, что:

- амплитуда колебаний зависит от веса транспортного средства и не зависит от его линейной скорости;

- защитный футляр предлагаемой конструкции снижает амплитуду колебаний более чем на 50 %.

- показано, что дефекты КРН на газопроводе могут, преимущественно, возникать и развиваться на границе грунтов глина (суглинок) - известняк;

- химические и бактериологические исследования выявили специфику КРН газопроводов ООО «Газпром трансгаз Уфа», отличную от «классического» американского типа КРН и «неклассического» канадского.

Разработана технология ремонта газопроводов, подверженных КРН, где в качестве постели предложено использовать ПГС. Для обоснования технологии - проведены исследования ПГС на предмет: величины осадки для двух технологических схем ремонта; наличия микроорганизмов.

Проведены сравнительные исследования НДС участка газопровода: для исходного положения, вызвавшего аварию; постели из суглинистого грунта; постели из ПГС. Проведённые исследования показали преимущества предложенного варианта.

7. Показано, что торможения КРН (расширения межремонтного, по причине КРН, цикла), можно добиться за счёт эксплуатационных мероприятий, включающих: постоянство температуры транспортировки газа; снижения температуры газа до температуры грунта и изменения агрессивных свойств грунтов в месте пролегания.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Аскаров, Роберт Марагимович, Уфа

1. Адлер Ю.П., Марков Е.В., Грановский Ю.В. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий. - М.: Наука, 1976. - 279 с.

2. Азметов Х.А., Березин B.JL, Бородавкин П.П., Ясин Э.М. Надежность «горячих» нефтепроводов / ТНТО. Сер. «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». М.: ВНИИОЭНГ, 1975. 84 с.

3. Айвазян С.А. Статистическое исследование зависимостей корреляционного и регрессионного анализа к обработке эксперимента. — М.: Металлургия, 1968. 272 с.

4. Айнбиндер А.Б., Камерштейн А.Г. Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость. М.: Недра, 1982. - 341 с.

5. Андреюк Е.И., Билай В.И., Коваль Э.З. и др. Микробная коррозия и её возбудители./ Киев: Наукова Думка, 1980. - 250 с.

6. Аникин Е.А., Габелая Р.Д., Салюков В.В. Эффективные методы ремонта магистральных трубопроводов // Обзорн. инф. Сер. «Ремонт трубопроводов».-М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2001.- 108 с.

7. Антонов В.Г. , Балдин A.B., Галиуллин З.Т. и др. Исследование условий и причин коррозионного растрескивания труб магистральных газопроводов. -М.: ВНИИЭгазпром 1991. 43 с.

8. A.c. 1008372 СССР, Е 02 F 5/10. Устройство для разработки грунта под трубопроводом / В.А. Химикус, Ф.Г. Хайруллин, Д.Ф. Ихсанов, P.M. Аскаров, А.Г. Гумеров, В.И. Кожарова (СССР). 336669671/29-03; Заявлено 26.11.1981; Опубл. 30.03.83, Бюл. 12.

9. A.c. № 278319. СССР, Е 02 F 5/10. Способ механизированного ремонта изоляционного покрытия подземного магистрального нефтепровода / К.Е.

10. Ращепкин, Н.Ш. Тимербаев, И.С. Овчинников, A.A. Майский, B.JI. Бужинский (СССР). 744061/29- 14; Заявлено 31.05.1961; Опубл. 05.08.1970, Бюл. 25.

11. A.c. № 1707146 СССР, Е 02 F 5/10. Рабочее оборудование для разработки грунта под трубопроводом / Д.Ф. Ихсанов, P.C. Гумеров, Л.Ф. Фатхутдинов, P.M. Аскаров (СССР). 4644376/03; Заявлено 31.01.1989; Опубл. 23.01.1983, Бюл. 3.

12. A.c. № 1747612 СССР, Е 02 F 3/40. Ковш экскаватора / Б.К. Шарафутдинов, Ш.Р. Хамитов, P.M. Аскаров, Э.Г. Сатаева, Х.Н. Янгуров (СССР). 4845791/03; Заявлено 24.04.1990; Опубл. 15.07.1992, Бюл. 26.

13. A.c. № 1828987 СССР, F 17 D 5/02. Способ контроля действующего трубопровода без остановки перекачки / A.M. Крикунец, P.M. Аскаров (СССР). 4806009/29; Заявлено 26.03.1990, Опубл. 23.07.1993, Бюл. 27.

14. Асадуллин М.З., Усманов P.P., Аскаров P.M., Гареев А.Г., Файзуллин С.М. Коррозионное растрескивание труб магистральных газопроводов // Газовая промышленность. 2000. - № 2. - С. 38-39.

15. Асадуллин М.З., Усманов P.P., Аскаров P.M., Карпов C.B., Королев М.И. Диагностика КРН в ООО «Баштрансгаз». //3-я Международная конференция «Диагностика трубопроводов» Москва 21-26 мая 2001г. Тезисы докладов ОАО «Газпром» РАН. 2001.- С. 66-70.

16. Асадуллин М.З., Абдуллин И.Г., Аскаров P.M. и др. Особенности возникновения КРН на газопроводах, проложенных на Уфимском плато. // Техническое обслуживание и ремонт газопроводов. НТС М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000. - с. 49-53.

17. Асадуллин М.З., Аскаров P.M., Гаррис H.A., Новоселов В.В. Влияние тепловой нестационарности на надежность линейной части газопровода //

18. Техническое обслуживание и ремонт газопроводов. НТС «ИРЦ Газпром» М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000. - С. 74-79.

19. Асадуллин М.З., Теребилов Ю.В., Аскаров P.M., Галяутдинов А.Б., Черкасов Н.М., Гладких И.Ф. Новая комбинированная антикоррозионная лента ЛИАМ // Газовая промышленность. 2002. - № 7. - С. 64-66.

20. Асадуллин М.З., Аскаров P.M., Теребилов Ю.В. и др. Изоляционное покрытие нового поколения «ACMOJI» и его модификация — лента «ЛИАМ» // Обзорн. инф. Сер. «Транспорт и подземное хранение газа».- М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2003. 46 с.

21. Аскаров P.M. Оценка влияния веса ремонтных машин на напряженное состояние нефтепровода при ремонте без подъема. Надежность нефтепроводов и нефтеперекачивающих станций. -Уфа: ВНИИСПТнефть, 1982. С. 36-41.

22. Аскаров P.M., Хайруллин Ф.Г., Майский A.A. Выбор рациональной схемы ремонта нефтепровода с применением крепей. Надежность функционирования нефтепроводного транспорта. -Уфа: ВНИИСПТнефть, 1983.-С. 44-48.

23. Аскаров P.M. Графический метод расчета на прочность участка нефтепровода при ремонте с подкопом. Вопросы технической эксплуатации магистральных нефтепроводов. -Уфа: ВНИИСПТнефть, 1984. -С. 28-33.

24. Аскаров P.M. Влияние шага ремонтной колонны на ее производительность и напряженное состояние трубопровода. Надежность, техническое обслуживание и ремонт нефтепроводов. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1985.-С. 7-11.

25. Аскаров P.M., Хайруллин Ф.Г. Экспериментальное исследование напряженного состояния ремонтируемого участка нефтепровода диаметром 1220 мм. //Обеспечение надежности магистральных нефтепроводов в условиях эксплуатации. -Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986.- С. 48-50.

26. Аскаров P.M. Выбор расстояния от сварного стыка до опоры с учетом технологических параметров ремонтной колонны. // Обеспечение надежностимагистральных нефтепроводов в условиях эксплуатации. -Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986. С. 84-86.

27. Аскаров P.M. О допустимом давлении на участке нефтепровода при его ремонте с заменой изоляции без остановки перекачки. Тезисы доклада на IX Всесоюзной школе-семинаре по проблемам трубопроводного транспорта. -Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986. С. 76.

28. Аскаров P.M. Ремонт нефтепроводов больших диаметров с подкопом без остановки перекачки. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. УГНТУ. Уфа: 1988. - 258 с.

29. Аскаров P.M. Разработка и внедрение технологии ремонта переходов магистральных газопроводов через автомобильные дороги. // II конгресс нефте-газопромышленников России. 25 28 апреля 2000 г. —Уфа: ИПТЭР, 2000 — С.105.

30. Аскаров P.M. Комплексный подход к ремонту газопроводов больших диаметров, пораженных стресс-коррозией.// «Наука и техника в газовой промышленности». 2001. - № 4. — С. 30-35.

31. Аскаров P.M. Ремонт газопроводов большого диаметра, подверженных стресс коррозии. Потенциал. - №5, 2002. - С. 52-55.

32. Аскаров P.M. Ремонт газопроводов больших диаметров // Газовая промышленность. 2002. - № 2. — С. 64-67.

33. Аскаров P.M. Влияние погрешностей строительно-монтажных работ на КРН // Газовая промышленность. 2002. - № 3. - С. 86-87.

34. Аскаров P.M. Напряженно-деформированное состояние газопроводов, пораженных КРН // Газовая промышленность. 2003. - №4. - С. 53-56.

35. Аскаров P.M., Аскаров Г.Р. Прогноз коррозионного состояния газопровода на основе данных внутритрубной дефектоскопии. // Геотехнические и эксплуатационные проблемы нефтегазовой отрасли: Мат. Межд. Н-т конф. — Тюмень: Тюм-ГНТУ, 2007. С. 184-190.

36. Аскаров P.M. О прогнозе развития дефектов КРН по данным внутритрубной дефектоскопии. // Научно-технический сборник. Транспорт и подземное хранение газа. № 4, 2007. С. 58-61.

37. Аскаров P.M. Оценка коррозионных дефектов по данным внутритрубной дефектоскопии. // Научно-технический сборник. Транспорт и подземное хранение газа. №2, 2008. С. 35-37.

38. Березин B.JI. и др. Экспериментальное исследование напряженного состояния трубопровода при его подъеме. // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. Труды НИИтранснефти, выпуск 1У. М.: Недра, 1965. — С. 11-19.

39. Березин B.JI. и др. Расчет действующего трубопровода на изгиб при подъеме. Известия ВУЗов. Нефть и газ, 1966, №11.- С. 31- 37.

40. Березин B.JI., Ращепкин К.Е. Капитальный ремонт нефтепроводов без остановки перекачки. М.: Недра, 1967. - 127 с.

41. Березин B.J1. и др. Сооружение и ремонт газонефтепроводов. М.: Недра, 1972. - 421 с.

42. Березин В.Д., Ращепкин К.Е. Подъем трубопроводов диаметром более 1000 мм при ремонте. Транспорт нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1972, №4.-С. 13-15.

43. Березин B.JI. и др. Капитальный ремонт магистральных трубопроводов. -М.: Недра, 1978.-301 с.

44. Березин И.С., Шидков Н.П. Методы вычислений, т.2. Государственное издательство физико-математической литературы. М.: 1960. — 620 с.

45. Билобран Б.С., Слюсаренко М.И. Исследование напряженного деформированного состояния нефтепровода при капитальном ремонте без использования грузоподъемных устройств. РНТС «Нефтепромысловое дело и транспорт нефти». М.: ВНИИОЭНГ, 1984, № 8. - С. 36-38.

46. Болотин В.В. Об упругих деформациях подземных трубопроводов, прокладываемых в статически неоднородном грунте. Строительная механика и расчет сооружений. 1965, - № I. - С. 4-8.

47. Болотов A.C., Розов В.Н., Коатес А.К. Васильев Г.Г., Клепин В.И. Коррозионное растрескивание на магистральных газопроводах // Газовая промышленность. 1994. - № 6. - С. 12-15.

48. Борисов В .В. Ремонт магистральных трубопроводов: М.: Гостоптехиздат, 1958. 180 с.

49. Бородавкин П. П. Подземные трубопроводы. -М.: Недра, 1973. — 304 с. '

50. Бородавкин П.П. Механика, грунтов: Учеб: Для Вузов. — М:: ООО «Недра- Бизнесцентр», 2003. 349 с.

51. Бородавкин П.П. Механика грунтов в трубопроводном строительстве. — М.: Недра. 1976. 225 с.69; Бородавкин П.П, Березин B.JI. Сооружение магистральных трубопроводов. Учеб. Для Вузов. М.: Недра, 1987. - 471 с.

52. Бородавкин П.П., Хигер И.Ш., Николаев Н.В. Вопросы проектирования и эксплуатации трубопроводов на- торфяных грунтах Западной Сибири // Обзорн. инф. Сер. «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов», М.: ВНИИОЭНГ, 1978.-67 с.

53. Бородавкин П.П., Иванцов О.М. Деление линейной части магистральных трубопроводов: на участки различных , категорий // Строительство трубопроводов. 1979. № 6. С 31-33.

54. Бородавкин Д.11. Подземные магистральные трубопроводы. М:: Недра, 1982. -384 с.

55. Бородавкин ПЛ., Синюков A.M. Прочность; магистральных нефтепроводов:- М.: Недра, 1984. 383 с.

56. Быков Л.И. Определение коэффициента постели при поперечных перемещениях трубопроводов / Проектирование, строительство и эксплуатация магистральных газонефтепроводов и нефтебаз.- сб. научн. Трудов УНИ. Уфа: УНИ, 1969. - Вып. 3. - С. 198-204.

57. Бэкман В., Швенк В. Катодная защита от коррозии. Перевод с немецкого. М.: Металлургия, 1984. - 496 с.

58. Вибрации в технике: Справочник. Том 6. М.: Машиностроение, 1995. - 456 с.

59. Виноградов С.В. Расчет подземных трубопроводов на внешние нагрузки. М.: Стройиздат, 1980. - 135 с.

60. Воронин В.И., Воронина Т.С. Изоляционные покрытия подземных нефтегазопроводов.- М.: ВНИИОЭНГ, 1990.- 198 с.

61. ВРД 39-1.10-032-2001. Инструкция по классификации стресс-коррозионных дефектов по степени их опасности. // ООО ВНИИГаз. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2001.- 22 с.

62. ВРД 39-1.10-023-2001. Инструкция по обследованию и ремонту газопроводов, подверженных КРН, в шурфах. //ООО ВНИИГаз. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002. - 23 с.

63. ВРД 39-1.10-006-2000*. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов. М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2002. - 238 с.

64. ВСН 012-88. Миннефтегазстрой. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ. Часть 1. -М.: 1990.- 104 с.

65. ВСН 51-1-97. Правила производства работ при капитальном ремонте магистральных газопроводов. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 1997. - 96 с.

66. Галиуллин З.Т., Веслинг Д. Обзор исследований по коррозионному растрескиванию под напряжением, проведённых с 1996 по 1998 г.г. // Семинар по коррозионному растрескиванию трубопроводов под напряжением. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 1998. - С. 5-11.

67. Галиуллин З.Т., Карпов C.B., Королёв М.И. Методика оценки и классификации стресс- коррозионных дефектов по степени их опасности. /Сборник научных трудов «Наука о природном газе. Настоящее и будущее». -М.: ООО «ВНИИГаз», 1998. С. 470-486.

68. Гарбер Ю.И., Серафимович В.Б. Параметры работоспособности противокоррозионных покрытий подземных трубопроводов за рубежом / — М.: ВНИИОЭНГ, 1983.- 105 с.

69. Гареев А.Г. Основы обработки и визуализации экспериментальных данных: Учебн. пособие: Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004. - 82 с.

70. Гареев В.Б., Черняев Д.А., Сощенко Е.М. Ремонт магистральных трубопроводов и оборудование нефтеперекачивающих станций. М.: Недра, 1965.-210 с.

71. Гик Л.Д. Измерение вибраций. Новосибирск: Наука, 1972. - 292 с.

72. Горбунов-Посадов М.И., Маликова Т.А. Расчет конструкций на упругом основании. М.: Стройиздат, 1973. — 627 с.

73. ГОСТ 12374-77. Грунты. Метод полевого испытания статическими нагрузками.

74. ГОСТ Р 51164 -98. Магистральные трубопроводы. Общие требования к защите от коррозии.

75. ГОСТ 18322-78. Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения.

76. ГОСТ 12536-79. Грунты. Методы лабораторного определения гранулометрического (зернового) и микроагрегатного состава.

77. ГОСТ 5180-84. Грунты. Методы лабораторного определения физических характеристик.

78. Гумеров А.Г., Майский A.A., Хайруллин Ф.Г. Капитальный ремонт подземных трубопроводов больших диаметров // Обзорн. инф. Сер. «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». М.: ВНИИОЭНГ, 1981. - 52 с.

79. Гумеров А.Г. Хайруллин Ф.Г. Майский A.A., Аскаров P.M. О ремонте нефтепроводов диаметром 1220 мм. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, № 9, 1983. С. 18-22.

80. Гумеров P.C., Лебеденко В.М., Рамеев M.K. и др. Опыт применения липких лент для антикоррозионной защиты нефтепроводов // Трубопроводный транспорт нефти. 1996.- №1. - 23 с.

81. Дедешко В:Н., Аскаров P.M., Усманов P.P. и др. Капитальный ремонт переходов магистральных газопроводов через автомобильные дороги // Газовая промышленность. 1999. - № 11. - С. 41 - 44.

82. Деланти Б., Осберн Дж. Коррозионное растрескивание под напряжением при низких значениях pH. // ВНИИЭгазпром. 1992. Пер. № 8874.

83. Емельянов Л.М. О расчете подземных гибких труб. Строительная механика и расчет сооружений, 1961, № I. - С. 96-102.

84. ИБТВ 1-036-78. Отраслевая инструкция по безопасности труда при капитальном ремонте магистральных нефтепроводов: утв. Миннефтепромом 30.08.78. Баку: 1978. - 52 с.

85. Ильгамов М.А., Иванов В.А., Гулин Б.В. Прочность, устойчивость и динамика оболочек с упругим заполнителем. М.: 1977. - 331 с.

86. Инструкция по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности. М.: ООО «ВНИИГаз», 1996. - 68 с.

87. Исмагилов И.Г., Асадуллин М.З., Аскаров P.M., Гаррис H.A., Гаррис Ю.Н. Влияние теплогидравлических режимов на активность процессов КРН. // Нефтегазовое дело. http:/www.ogbus.ru/authors/GarrisI.pdf. 2002. 10 с.

88. Исмаилов В.Г. К вопросу расчета балки на нелинейно деформируемом грунтовом основании. // Тр. Азербайджанского политехнического института, вып. 2 (17). Баку: 1972. - С. 55-61.

89. Ихсанов Д.Ф., Фахриев М.А., Ихсанов Р.Ф. Передвижные опоры для подъема и поддержания трубопроводов и опыт их эксплуатации. // Надежность функционирования нефтепроводного транспорта. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1983.-С. 49-51.

90. Защита магистральных нефтепроводов от коррозии. Инженер-нефтяник. Ежемесячный американский журнал (переводное издание), 1962, № 11.-54 с.

91. Защита от коррозии, старения и биоповреждений машин, оборудования и сооружений. Справочник под ред. Герасименко A.A. М.: Машиностроение, 1987. - 237 с.

92. Камаева С.С. Биокоррозионная активность грунта как фактор стресс-коррозии. Обз. Информация. -М.: ООО «ИРЦ Газпром», 1996. 73 с.

93. Канке Э. Справочник по обыкновенным дифференциальным уравнениям (перевод с немецкого). М.: Наука, 1971. - 212 с.

94. Клейн Г.К. Расчет труб, уложенных в земле. М.: Госстройиздат, 1957.-208 с.

95. Клейн Г.К. Расчет подземных трубопроводов. Стройиздат, М.: 1969.-240 с.

96. Коргунов С.С. Деформация однородной залежи. Торфяная промышленность.- № 10, 1946.- С. 12-14.

97. Корн Г., Корн Т. Справочник по математике для научных работников и инженеров (перевод с английского). М.: Наука, 1968. - 251с.

98. Коррозионное растрескивание под напряжением труб магистральных газопроводов: Атлас / Арабей А.Б., Кношински 3. М.: Наука, 2006. - 105 с.

99. Крикунец A.M., Аскаров P.M. О технологии акустико-эмиссионного контроля магистральных нефтепроводов в условиях ремонта // Сборник научных трудов. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989. - С. 9-15.

100. Крылов Г.В., Степанов Д.А., Угрюмов P.A. Противокоррозионная защита магистральных трубопроводов / Справ. Пособие — С.- Пб.: Недра, 2001. 190 с.

101. Кудакаев С.М., Аминев Ф.М., Аскаров P.M., Файзуллин С.М. Диагностика и ремонт магистральных газопроводов // Газовая промышленность. 2004. - № 5. - С. 7-10.

102. Кудакаев С.М., Аскаров P.M., Гареев А.Г., Худяков М.А. Восстановление несущей способности труб из стали Х-70. V Российский энергетический форум // Энергоэффективность проблемы и решения. Уфа: 2005.- С. 146-149.

103. Кудакаев С.М., Аскаров P.M., Гареев А.Г., Худяков М.А. Ремонт сваркой труб из стали Х-70.// Остаточный ресурс нефтегазового оборудования: Сб. научных трудов Уфа: Изд-во УГНТУ, 2006, № 1. - С. 133 - 137.

104. Кудакаев С.М., Аскаров P.M., Шаммазов A.M., Гареев А.Г. Исследование физико-механических характеристик металла труб, восстановленных с помощью сварки. Нефтегазовое дело, Том 6, №1, 2008. -С. 100-106.

105. Ланчаков Г.А., Степаненко А.И., Власов C.B. и др. Коррозионная агрессивность почв и грунтов трасс подземных газопроводов./- М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. 136 л.

106. Лирли Дж. Причины коротких замыканий между защитными кожухами и трубопроводами. Сб. нефть, газ и нефтехимия за рубежом. Переводное издание журналов США, 1987, № 6. С 24-27.

107. Львовский E.H. Статистическое методы построения эмпирических формул. М.: Высшая школа, 1988. - 239 с.

108. Магистральный трубопроводный транспорт в терминах и определениях: Справочник / Б.В.Будзуляк, В.В.Салюков, А.Н.Колотовский и др. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. - 248 с.

109. Марков B.B. Исследование вынужденных колебаний линейных систем в зависимости от параметров. Машиностроение, 1975, № 5. - С. 23-27.

110. Методика расчета на прочность и устойчивость ремонтируемого участка нефтепровода диаметром 219-1220 мм. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1976. -57 с.

111. Методика проведения периодического контроля вибросостояния трубопроводов КЦ, КС, МГ с центробежными полноправными нагнетателями (1-ая редакция) ООО ВНИИГаз. 2002. 28 с.

112. Методика определения расхода природного газа на собственные нужды линейной части магистрального газопровода, газораспределительных и газоизмерительных станций», утверждённая 26.12.2003. ООО «ВНИИГАЗ» 2003.-27 с.

113. Мещеряков Ю.М. Перечень опубликованных в Советском Союзе работ по расчету плит и балок на сжимаемом основании (обзор за 1917-1967 г.г.). НИИ оснований и подземных сооружений, М.: 1967. - 126 с.

114. Митрофанов A.B., Киченко С.Б. Принципы прогнозирования работоспособности подземных трубопроводов по результатам электрометрических и внутритрубных обследований // Транспорт и подземное хранение газа. Экспресс-информация № 5. 1994. 95 с.

115. Мустафин Ф.М., Кузнецов М.В., Быков Л.И. и др. Защита от коррозии: Том 1: Учебн. Пособие. Уфа: Монография, 2004. - 609 с.

116. Мустафин Ф.М., Быков Л.И., Гумеров А.Г. и др. Защита трубопроводов от коррозии: Том 2 СПб: «Недра» 2007. - 708 с.

117. Мухаметшин A.M., Тухбатуллин Ф.Г., Аскаров P.M. О выборочном ремонте локальных дефектов изоляционного покрытия действующих газопроводов // Газовая промышленность. 1993. - № 8. - С. 34-36.

118. Негреев В.Ф., Аллахвердиев Г.А. Методы определения коррозионных свойств почвы. Баку: АН Азерб. ССР. - 1953. - 90 с.

119. Нидхем Н., Хоу М. Почему рвутся газовые коллекторы. Сб. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. Переводное издание журналов США, 1981, № 9. С 12-15.

120. Обыденный A.A. и др. Проверочные испытания на прочность трубопровода диаметром 1220 мм при капитальном ремонте изоляции. // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1983, № 8. -С. 8-10.

121. Одинцов Л.А. и др. Ремонт трубопроводов с помощью подкапывающей роторной машины ШР-1020 Р. РНТС. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, № 9, 1976. С. 32-33.

122. ООО «ВНИИСТ Материалы и конструкции» ООО «Фирма Наука». Рекламный проект. - М.: 2001. - 26 л.

123. Ott К.Ф. Стресс- коррозия на газопроводах. Гипотезы, аргументы и факты // Обзорн. инф. Сер. «Транспорт и подземное хранение газа» М.: ООО «ИРЦ Газпром», 1998. - 73 с.

124. Ott К.Ф. Стресс- коррозионная повреждаемость труб // Газовая промышленность. 1992. - № 1. - С. 20-22.

125. Отчёт о результатах внутритрубной инспекции магистрального газопровода «Уренгой-Петровск». М.: НПО «Спецнефтегаз», 2008.- 101с.

126. Отчёт о результатах внутритрубной инспекции магистрального газопровода «Поляна-КСПХГ». М.: НПО «Спецнефтегаз», 2006. - 306с.

127. Пат. № 2085467 РФ, 6 В 65 H 81/06. Устройство для намотки пленочной изоляции на трубопровод / В.М. Осокин, A.M. Мухаметшин, P.M. Аскаров, В.Н. Дедешко, Ю.И. Картовенко (РФ) 93031570/12; Заявлено 15.06.1993; Опубл. 27.07. 1997, Бюл. 21.

128. Пат. № 2121099 РФ, 6 F 16 L 1/028. Конструкция подземного перехода трубопровода / А.Г. Гумеров, P.C. Гумеров, Х.А. Азметов, У.Н. Сабиров, В.Г. Карамышев (РФ) 9618269/06; Заявлено 11.09. 1996; Опубл. 27.10. 1998, Бюл. 28.

129. Пат. 2175736 РФ, 7 F 16 L 1/028. Способ ремонта трубопровода. М.З. Асадуллин, P.P. Усманов, Ф.М. Аминев, Р.В. Зарипов, Г.И. Хахалкин, P.M. Аскаров, С.М. Файзуллин (РФ) 2000129295/06; Заявлено 22.11.2000; Опубл. 10.11.2001, Бюл. 31.

130. Пат. 2195599 РФ, 7 F 16 L 1/028. Способ ремонта трубопровода / М.М. Валеев, М.З. Асадуллин, Г.И. Хахалкин, Р.В. Зарипов, P.P. Усманов, Ф.М.

131. Аминев, P.M. Аскаров, С.М. Файзуллин (РФ) 99126355/06; Заявлено 14.12.1999; Опубл. 27.12.2002, Бюл. 36.

132. Пашин С.Т. Обеспечение эксплуатационной надёжности объектов ООО «Баштрансгаз» // Газовая промышленность 2005 -№ 7. - С. 18-21.

133. Переводное издание журналов США, 1988, № 2. С 34-37.

134. Поляков В.Н., Романов В.В., Сергеева Т.К. и др. Влияние металлургических факторов на стойкость сталей против коррозионного растрескивания. / Тем. обзор. Сер. Коррозия и защита сооружений в газовой промышленности. М.: ВНИИЭгазпром. 1983. -41 с.

135. Правила безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов. М.: Недра, 1985. - 110 с.

136. Прево Р. Расчет на прочность трубопроводов, заложенных в грунт. (Пер, с франц.). М.: 1964. - 123 с.

137. Приборы виброизмерительные. Основные параметры. ГОСТ 16826-71.- М.: Издательство стандартов. 1971. 5 с.

138. Приборы виброизмерительные. Термины и определения. ГОСТ 1681971. М.: Издательство стандартов 1971. - 8 с.

139. Притула А.Ф., Притула В.А. Транспорт нефти, нефтяных продуктов и газа, ч. П. Трубы. ОНТИ НКШ СССР, гл. редакция горно-топливной лит., 1937.- 531 с.

140. Притула В.А. Определение коррозийности почв. 1934.

141. Притула В.В. Стресс-коррозия — ретроспектива взглядов и оценок // Современное состояние и проблема противокоррозионной защиты магистральных газопроводов и газопромысловых сооружений отрасли. М.: ИРЦ «Газпром». 1995. - С. 53-63.

142. Программа и методика замеров положения нефтепровода при испытаниях технологического процесса капитального ремонта нефтепроводов. Уфа: ВНИИСПТнефгь, 1982. - 17 с.

143. Программа и методика замера высотного положения отремонтированного участка нефтепровода диаметром 1220 мм после годичной его эксплуатации. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1983. 13 с.

144. Пустыльник Е.И. Статистические методы анализа и обработки наблюдений. М.: Наука, 1968. - 189 с.

145. Рабинович И.М. Курс строительной механики. / Государственное издательство литературы по строительству и архитектуре. М.: 1954. - 543 с.

146. Расчет допустимых напряжений в трубопроводе. Pipe Line Industry 1978, IV, 48, № 4.

147. Ращепкин К.Е. и др. Анализ степени механизации трудоемких работ при капитальном ремонте трубопроводов. Труды НИИтранснефти, вып. I. -М.: Гостоптехиздат, 1961. С. 304-314.

148. Ращепкин К.Е., Березин В Л. К вопросу напряженного состояния действующего трубопровода при капитальном ремонте. Изв. МЮ СССР, сер. «Нефть и газ», № 9, 1962. С. 77-81.

149. Ращепкин К.Е. Влияние количества трубоукладчиков на напряжения в трубопроводе при его подъеме. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. Труды НИИтранснефть, вып. 2, 1963. С.102-111.

150. Ращепкин К.Е. и др. Унифицированная изоляционная машина УИМ-14. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. ВНИИОЭНГ, М.: 1963, №2.-С. 8-9.

151. Ращепкин К.Е. и др. Унифицированная очистная машина скоростного типа ОМС-1. Нефтяное хозяйство, 1963, № 2.-С. 51-55.

152. Ращепкин К.Е., Овчинников И.С., Суетинова Т.Д. О технологии ремонта магистральных нефтепродуктопроводов. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. Труды НИИтранснефти, вып. 1У. М.: Недра, 1965.-С. 259-262.

153. Ращепкин К.Е. и др. Машины для капитального ремонта магистральных трубопроводов. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. Труды НИИтранснефть, вып. 4. М.: Недра, 1965. - С. 254-259.

154. Ращепкин К.Е., Султанмуратов Х.Ф., Ясин Э.М. Выбор рациональной схемы подъема нефтепровода. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. Труды НИИтранснефть, вып. IV. Недра, 1965. С. 267-273.

155. Ращепкин К.Е. и др. Исследование напряженного состояния трубопровода применительно к условиям ремонта без остановки перекачки. Нефтяное хозяйство, 1966, № 8. С 55-58.

156. Ращепкин К.Е. и др. Механизация ремонтных работ на магистральных трубопроводах. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1967, №2.-С. 14-18.

157. Ращепкин К.Е. Исследование продольно-поперечного изгиба магистрального трубопровода. Труды НИИтранснефти, -Уфа: 1969.-Вып. 6. С. 84-86.

158. Ращепкин К.Е. и др. Обслуживание и ремонт линейной части магистральных нефте- и продуктопроводов. М.: Недра, 1969. - 132 с.

159. Ращепкин К.Е., Таран В.Д. Сложный изгиб действующего трубопровода. Тр.ШНХ и ГД, вып. 87, М.: 1971. -С. 121-128.

160. Ращепкин К.Е., Ясин Э.М. Деформации в приподнятой части бесконечного трубопровода с учетом упругой податливости основания в местах опирания на грунт. // Труды НИИтранснефть. Вып. 2. М.: Гостопиздат. - 163. -С. 120-126.

161. Рахматуллин Н.М., Файзуллин С.М., Аскаров P.M. Переизоляция газопроводов: опыт ООО «Баштрансгаз» Газовая промышленность № 2, 2007. -С. 48-52.

162. РД 39-30-297-79. Магистральные нефтепроводы. Правила капитального ремонта. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1980. - 66 с.

163. РД 39-30-451-80. Руководство по расчёту на прочность участка подземного трубопровода диаметром 1020 и 1220 мм при ремонте без подъёма. -Уфа: ВНИИСПТнефть, 1980. 83 с.

164. РД 39-0147103-346-86. Инструкция по технологическому процессу капитального ремонта подземных нефтепроводов диаметром 1220 мм с применением существующих технических средств. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986.-67 с.

165. РД 39-026-90. Норматив табель технического оснащения ремонтно-строительной колонны для магистральных нефтепроводов. — Уфа: ВНИИСПТнефть, 1990. - 38 с.

166. РД 51-00158623-09-95. Технология производства работ на газопроводах врезкой под давлением, включая огневые работы // ООО ВНИИГаз. М.: 1995. - 34 с.

167. РД 51-2-97 Инструкция по внутритрубной инспекции трубопроводных систем. // М.: ИРЦ «Газпром», 1997. - 50 с.

168. РД 39-00147105-015-98. Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов. Уфа: ИПТЭР, 1998. - 188 с.

169. Рекомендации по капитальному ремонту подземного трубопровода диаметром 1220 мм. -Уфа: ВНИИСПТнефть, 1979. 37 с.

170. Ремонт защитных патронов (кожухов) на переходах трубопроводов под железными и шоссейными дорогами. Канадский источник. Защита от коррозии и охрана окружающей среды. № 8-9, 1995. С. 53-54.

171. Свод правил по сооружению переходов под автомобильными и железными дорогами. СП 109-34-97. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 1998. - 65 с.

172. Семьянистов и др. Технология ремонта подземных нефтепроводов без подъема. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1979, № 10. - С. 14-16.

173. Сергеева Т.К., Турковская Е.П., Михайлов Н.П., Чистяков А.И. Состояние проблемы стресс-коррозии в странах СНГ и за рубежом // Обзорн.инф. Сер. «Транспорт и подземное хранение газа». М.: ООО «ИРЦ Газпром», 1997.- 89 с.

174. Сергеева Т.К., Волгина Н.И., Илюхина М.В., Болотов A.C. Коррозионное растрескивание газопроводных труб в слабокислом грунте // Газовая промышленность. 1995. - № 4. - С. 34-38.

175. СНиП Ш-42-80*. Магистральные трубопроводы. 74 с.

176. СНиП П-45-75. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования. 60 с.

177. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы. / Госстрой. М.: ЦИТП Госстроя РФ. 1997. - 60 с.

178. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов. JL: Недра, 1977.-519 с.

179. СТО Газпром 2-2.3-231-2008. Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. -123 с.

180. Стрижевский И.В. Подземная коррозия и методы защиты. М.: Металлургия, 1986. - 109 с.

181. Стрижевский И.В., Белоголовский A.B., Дмитриев В.И. и др. Защита подземных металлических сооружений от коррозии. Справочник М.: Стройиздат, 1990. - 303 с.

182. Екатеринбург, ООО. «Уралтрансгаз», 21-23 мая 2001г. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2001. - С. 84-90.

183. Султанмуратов Х.Ф., Ращепкин К.Е., Ясин Э.М. К вопросу уменьшения напряжений при подъеме трубопровода. // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. Научно-технический сборник, 1965, № 8. С.

184. Султанмуратов Х.Ф. Ращепкин К.Е., Ясин Э.М. Влияние сосредоточенных нагрузок на свободный изгиб приподнятого трубопровода. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. Труды НИИтранснефти, вып. 4. -М.: Недра, 1965.-С. 5-9.

185. Сурков Ю.П., Соколова О.М., Рыбалко В.Г. и др. Диагностика промышленных разрушений. Анализ причин и механизмов повреждаемости газопроводов из стали ГС. // Физическая химия, 1980, № 5. - С. 22-25.

186. Таран В.Д. Сооружение магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1964,-630 с.

187. Тейлор Дж. Введение в теорию ошибок. Пер. с англ. М.: Мир, 1985. - 272 с.

188. Тодт Э. Коррозия и защита от коррозии. Л.: Химия, 1967. - 709 с.

189. Толстов А.Г. Вибрационная диагностика. Измерительная информация. Анализ и первичная обработка. / Обз. информ. Сер. Транспорт и подземное хранение газа. М.: ООО «ИРЦ Газпром». - 62 с.

190. Томашов Н.Д. Теория коррозии и защиты металлов. М.: АН СССР, 1959.-592 с.

191. ТУ 1469-001-01297858-98. Кольца опорно-направляющие для переходов стальных трубопроводов через автомобильные и железнодорожные дороги, прокладываемые в защитном кожухе. М.: АО ВНИИСТ, 1998. - 24 с.

192. Тухбатуллин Ф.Г., Галиуллин З.Т., Аскаров P.M., Карпов C.B., Королев М.И. Обследование и ремонт магистральных газопроводов, подверженных КРН // Обзорн. инф. Сер. «Транспорт и подземное хранение газа». -М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2001. 61 с.

193. Улиг Г.Г., Реви Р.У. Коррозия и борьба с ней. JL: Химия, 1989. - 72с.

194. Усманов P.P., Бакиев Т.А., Аскаров P.M. Переизоляция газопроводов больших диаметров в ООО «Баштрансгаз». // 3 Международная конференция «Обслуживание и ремонт газопроводов» Сб. докл. и сообщ. г. Сочи. Вып. 1 ООО «Геоинформмарк», 2007. С. 80 - 88.

195. Усманов P.P., Аскаров P.M., Зарипов P.M. Исследование вибрационного воздействия на рабочий трубопровод при различных вариантах конструкции защитного футляра. // Научно-технический сборник. Транспорт и подземное хранение газа. № 3, 2008. С. 53-62.

196. Фомин А.Ф., Новоселов О.Н., Плющев A.B. Отбраковка аномальных результатов измерений. М.: Энергоатомиздат, 1985. - 200 с.

197. Хайруллин Ф.Г., Аскаров P.M. Исследование напряженного состояния нефтепроводов при ремонте без подъема. РНТС. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ. № 12, 1979. -С. 20-22.

198. Хайруллин Ф.Г., Аскаров P.M. О продольно-поперечном изгибе нефтепровода при ремонте без подъема. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.-Уфа: ВНИИСПТнефть, 1981, вып. 26.-С. 52-59.

199. Хайруллин Ф.Г., Аскаров P.M. Исследование влияния растягивающей продольной силы на напряженное состояние нефтепровода при ремонте безподъема. Надежность нефтепроводов и нефтеперекачивающих станций. -Уфа:. ВНИИСПТнефгь, 1982.-С. 31-35.

200. Хайруллин Ф.Г., Ихсанов Д.Ф., Аскаров P.M. Определение основных технических характеристик крепей для ремонта нефтепроводов диаметром 1220 мм. Нефтяное хозяйство. 1982, № 2. С. 53-54.

201. Хайруллин Ф.Г., Аскаров P.M. Экспериментальное исследование осадки, грунта присыпки при ремонте нефтепроводов с подкопом. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. 1985. - №11. - G. 24-26;.

202. Хан Г., Шапиро С. Статистические модели в инженерных задачах. Пер. с англ. М.: Мир, 1969. - 389 с.

203. Харионовский В.В. Стресс-коррозия магистральных газопроводов: методы; объёмы, эффективность диагностирования // Разоваящромышленность -2005:.-№7.-С; 14-18.

204. Харионовский В.В; Диагностика и ресурс газопроводов: состояние и; перспективы//Газовая промышленность. № 1.1. 2005-С. 28-30.

205. Хигер И.Ш., Николаев Н.В. Изгиб трубопровода на нелинейно-упругом торфяном основании. Изв. ВУЗов. Строительство и архитектура, 1975,. №5.-С 33-36.

206. Цитович Н.А. Механика грунтов.-М.: Высшая школа, 1970. 272 с.

207. Чабуркин В.Ф., Баренбойм И.И. Новые возможности ВТД для: обеспечения эффективного обслуживания, и ремонта газопроводов. / «Третья Международная конференция» Обслуживание и ремонт газонефтепроводов»

208. Сб. докл. и сообщений. Сочи, октябрь 2006 г. - М.: ООО «Геоинформмарк», 2007.-С. 4-12.

209. Черкасов Н.М., Шайхутдинов А.З., Веремеенко A.A., Аскаров P.M. Новое покрытие «Асмол» для борьбы со стресс-коррозией // Газовая промышленность. 2003. - № 5. - С. 61-62.

210. Черникин В.И. Перекачка вязких и застывающих нефтей. Гостоптехиздат, 1958. 240 с.

211. Чурбанова H.H. Микробиология. Учебное пособие для вузов. М.: Высшая школа, 1987. - 239 с.

212. Шайхутдинов А.З., Черкасов Н.М., Гладких И.Ф. и др. Изоляционное покрытие «Асмол» // Газовая промышленность. 2001.- № 9. - С. 33-35.

213. Шаммазов A.M., Чичелов В.А., Зарипов P.M., Коробков Г.Н. Расчет магистральных газопроводов в карстовой зоне. Уфа: Гилем, 1999. - 213 с.

214. Шапошников H.H. Расчет круговых тоннельных обделок на упругом основании, характеризуемом двумя коэффициентами постели. Труды НИИТ, II., 1961, вып. 131.-С. 116-121.

215. Швенк В. Исследование причин растрескивания газопроводов высокого давления. / Труды Международного симпозиума по проблеме стресс-коррозии. М.: ВНИИСТ. 1993. - С. 3-35.

216. Шевнин В.М. Визуальный и измерительный контроль. Екатеринбург:2001.- 178 с.

217. Эванс Ю. Р. Коррозия и окисление металлов. М.: Машгиз, 1962.855 с.

218. Эванс Ю. Р. Коррозия, пассивность и защита металлов. М.: ГНТИ, Металлургиздат, 1941.

219. Экспериментальное исследование измерения напряжений в стенках нефтепровода в процессе ремонта по замене изоляции. НТ отчёт. М.: ВНИИСТ, 1979.- 120 с.

220. Ясин Э.М., Черникин В.И. Устойчивость подземных трубопроводов. -М.: Недра, 1968.-120 с.

221. Baker T.R., Parkins R.N., Rochfort G.G. Investigation Relating to Stress Corrosion Cracking on the Pipeline Authority's Moomba to Sydney Pipeline. Proc. of 7th Symp. Line Pipe Research. 1986. AGA, Arlington, N 15495/27-1.

222. Beavers J. A., Thompcon N.G. Effect of Coaiting on SCC of Pipelines. Nev Devel-opments. Proc of Prevention Corrosion Conferece.Honston. 1994.

223. Beavers J. A.Harle B.A. Mechanisms of High-pH and Near-Neutral-pH SCC of Underground Pipelines, Proc. IPC. Canada. Calgary, 1996.

224. Beavers I.A., Berry W.E., Parkins R.N. Standart test procedure for stress corrosion cacking threshold stress determination // Materials Performance. 1986. N6.-P. 9-17.

225. Davies Ray, Nikman Iohn, Peocock Martin Acoutic emission as an NOT tool for the process industry, Metal Progp. 1981, 119, № 2. p. 119.

226. Duguette D.J., Ricker R.E. Electrochemical Aspects of Microbiological Jnduced-Corrosion, M.1966.

227. C.A.H. Von Wolzogen Kuhr. Biochemische Korrosion des Eisens. Times Rev. nd 5. 1996 c.15

228. Compaignollex, Festi D., Crolet J.U., A Research of the Risk Factors Involved in the Carbon Steel Corrosion Induced by SRB. Eurocorr-96, Nice, VOR-2-1.

229. Corrosion and Corrosion Protection of Underground Steel Pipelines. Mannesmann Rohrenwerke Brochure p. 31.

230. Crowell D. Hydrostatig testing surveys assure pipeline efficiencu «Oil and Gas Journal», 1978. vol 76, N 23.

231. Delanty B. Major field comparas pipeline SCC with coating // Oil & Gas Jornal. 1992. June 15 P. 39-44.

232. Dechant K.E. Pipe Line Stress Test for increased Safety and Service Life. Proc the Gth Int. Colloguium «Operational Reliability of Gas Pipeline». 11-12 March. 1997 . Praha.

233. EPRG Corrosion Commitee, Near-Neutral pH SCC of Low Carbon Pipeline (publication of British Gas, April, 1995).

234. Ismagilov I., Garris N., Asadullin M., Askarov R. Impulse temperature influence on stress-corrosion cracing of big diamenter gas main. Oil and Gas business, www.ogbus.org./ authors Garris N.A. / gar.e. Pdf, 2002.-9 p.

235. Kiefher J/ Criteria set for pipeline repair «The oil and Gas Journal», ang, vol. 76 N32.

236. National Energy Board. Report of the ungary. Stress corrosion craking on Canadian oil and Gas Pipe Lines. November 1996. p. 24.

237. Parkins R.N., o Dell C.S., Fessler R.R. Faktors Affecting the Potenzial of Galvanostatically Polarised Pipeline Steel in Relation to SCC in C032 HC03 Solutions. Cor. Sci. 1984/V. 24. n. 4. p. 343-374.

238. Parkins R.N., Lokalized corrosion and crack initiation. Mater. Sci. a. Eng., 1988. A 103, N 1. p. 143-156.

239. Parkins R.N., Singh P. M. Stress corrosion crack coalescence. Corrosion, 1990, 46, N6. p. 486-499.

240. Parkins R.N., Line pipe corrosion cracking-prevention and control. 1995. apr. Cambridge p. 18-21.

241. Public Jnquiry Concerning Stress Corrosion Cracking on Canadian Oil and Gas Pipelines, Report of NEB, MH-2-95. Nov. 1996.

242. RizzoF. Defection of detive corrosion// Materials Performance. 1978. - N 12. P. 26-30.

243. Romanoff M. Underground Corrosion, NACE. 1952.

244. Stacle R.W. Predicting the Performance of Pipelines, Proc. Of I.P.C / Canada. Vol.VII-I.1992.

245. Suteliffe I.M., Fessler R.R. Boyd W.K., Parkins R.N. Stress Corrosion Cracking of Carbon Steel in Carbonate Solution. Corrosion. 1972. v. 28. P. 313.

246. Vinson D., Burgar J. Natural gas temperatures in Buried pipelines // Pipe Line Industry. 1965 vol. 37 - N 2.

247. Froser Y. Corrosien economie // Materials Perfomanse. 1974.- vol. 13-14.

248. Hale D. Take up /recoat/ relau // pipeline and Gas journal. 1985 - vol. 212 - 7.

249. Shell upgrades pipe-lines to meet OPS Standarts // Pipe Line Indystrie. 1974-vol 40-3, p. 39-40.

250. Winkler E. Die Lerne von der elasticitat und Festigkeit, 1867.

251. British Standart. CP2010. Part 2. Pipelines. Design and Construktion of Steel Pipelines in lond.- 24 p.

252. Rosenfeld M.I., Maxey W.A.U.S. Canadian desing // Oil and Gas I. 1994. -vol. 92, N43.-p. 87-91.

253. Pipe Line Indystrie. 1988 vol 69 № 1, p. 36.

254. Det Norske Veritas. Rules for Submarine Pipeline Systems. 29 p.

255. Grimes K., Jones D.G. Love alter inspekction. Proreeding of 1-st Internat Pipeline conf. ASME. New Vork. -1996. V 1 p.p. 417-436.

Информация о работе

Аскаров, Роберт Марагимович
доктора технических наук
Уфа, 2009
ВАК 25.00.19

Диссертация

Развитие и научное обоснование методов ремонта магистральных нефтегазопроводов без остановки транспортировки продукта - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Развитие и научное обоснование методов ремонта магистральных нефтегазопроводов без остановки транспортировки продукта - тема автореферата по наукам о земле, скачайте бесплатно автореферат диссертации

Похожие работы