WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

 

УДК 622.692.4.004.67.′′722′′

На правах рукописи

Аскаров Роберт Марагимович

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

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 «__» ________ 2009 г. в 1000 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 «__» ________2009 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук                                        Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

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;

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;

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 грунтов;

- 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, 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;
  • 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»;
  • 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 (ПГС);
  • 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

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 – Новопсков, 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

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); IХ 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).

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 магистральных нефтегазопроводов.

Решению научных проблем ремонта линейной части магистральных нефтегазопроводов посвящены труды отечественных учёных: Азметова Х.А., Березина В.Л., Бородавкина П.П., Галиуллина З.Т., Гумерова А.Г., Ращепкина 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 магистрального трубопровода «труба в трубе» была разработана одновременно с появлением трубопроводного транспорта. Защитный футляр обеспечивает механическую защиту трубы от внешних воздействий и одновременно предохраняет окружающую среду в случае разгерметизации газопровода.

Многолетняя практика строительства и эксплуатации переходов МГ через автомобильные дороги выявила ряд существенных конструктивных недостатков 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 трубопровода, 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. Имеет значение вид грунта. Зарубежными исследованиями доказана возможность 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 внутритрубная 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 грунта 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.

  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

q = k h ;       (1)

q = k h2;                                               (2) 

q = k1 h + k2 h2  ;                                         (3)

q = k1 h + k2 h2 + k3 h3 ,                                       (4)

где k, k1, k2, k3 – коэффициенты, определяемые по методу наименьших квадратов;

q – линейная распределенная нагрузка, кН/м;

h – 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).

– график функции (1); – график  функции (2);

– график функции, полученной экспериментально;

– график функции (3)

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

В трассовых условиях проводились замеры высотного положения участка нефтепровода диаметром 1220 мм через год после его ремонта, которые показа­ли, что  и после стабилизации осадка продолжается и в процессе эксплуатации может превышать 0,1 м.

В третьей главе проведены теоретические исследования НДС ремонтируемого 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: 

ЕIуIV ±  N yII =  q;       (5)

где ЕI – 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:

r11 Z1  + r12  Z2  + r13  Z3  + R1p  = 0;

r21 Z1  + r22  Z2  + r23  Z3  + R2p  = 0;       (6)

r31 Z1  + r32  Z2  + r33  Z3  + R3p  = 0,

где R1p, R2p, R3p – реакции вновь введенных связей, вызванные внешними нагрузками и воздействиями;

Z1, Z2,  Z3 – углы поворота опорных сечений;

rik – реакция связи i, вызванная единичным перемещением связи k,
i = 1, 2, 3; k = 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

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:

ЕIуIV  – N y11 = q 0 + k1 (yQ – y) + k2 ( yQ – y)2,  (7)

где  k1  и  k2  – из формулы (3);

yQ – осадка на участке присыпки;

q0  – 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:

Мизг = ЕI у" А; (8)

Rоп = ЕI у""  А,  (9)

где  Мизг – изгибающие моменты в опорных сечениях;

Rоп – 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;

- 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*:

T = 1/ tE(((1 – 0,75k / R2 2) – 0,5 k / R2 ) R2 + k k  u), (10)

где T  – температурный перепад, 0С;

t – коэффициент линейного расширения;

Е  – модуль упругости, Па;

k – кольцевые напряжения от внутреннего давления нефти, Па;

R2 – расчётное сопротивление металла трубопровода, Па;

k  – коэффициент продольной деформации;

u – 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.

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 I-II категорий;

- переходы нефтепроводов через автомобильные дороги III-IV категорий;

- переходы газопроводов через железные дороги;

- переходы газопроводов через автомобильные дороги I-II категорий;

- переходы газопроводов через автомобильные дороги III-IV категорий;

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

В качестве критериев сравнения были приняты:

- электрохимическая защита;

- 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 n в системе MathCad  использовалась функция regress (VX, VY, n), которая возвращает вектор VS, запрашиваемый функцией interp (VS, VX, VY, x) и содержащий коэффициенты многочлена n-ой степени.

Задаем время и координаты точек как элементов векторов:

(11) 

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⋅Vt0 с; 0,50⋅Vt0 с; 0,75⋅Vt0 с и Vt0 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, n);  (12)

fk (х) = interp (Z, VX, VY, n). (13)

В результате преобразований аппроксимирующий многочлен имеет следующий вид:

fk (t) = k1t3 + k2t2 + k3t  + k4 , (14)

где k1,  k2, k3, k4  – коэффициенты при степенных функциях;  t  – 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 (t) =  f (t, у),  (15)

где  f (t, у) = fk (t) для исследуемых объектов, например полукожуха,
согласно (13).

у = у (t) – решение дифференциального уравнения функции перемещений, где аргументом является время (t), должно удовлетворять начальному условию

у(t0) = 0 t0 = 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 рисунка 5 следует, что по результатам десяти опытов (100 измерений) амплитуда колебаний рабочего трубопровода значительно ниже амплитуды колебаний полукожуха (≈ 66 %), а период колебания практически одинаков – 25 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).

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

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 м 3  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 грунтового 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.

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

учас-тка

Пикетаж

Длина труб, м

Обнаруженные стресс-коррозионные дефекты

Количество устраненных дефектов

обсле-довано

заме-

нено

оставлено

в газо-проводе

коли-чество

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

113

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

11

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.

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 H2S. В лабораторных условиях исследовали пробы грунта в целом (валовый анализ), а также их кислотную и водную вытяжки. Влажность грунта, 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 групп микроорганизмов (гетеротрофов-бродильщиков, денитрификаторов и СВБ) в пробах продуктов коррозии  и праймера, изоляционного покрытия и грунта нижней образующей (шурф
№ 13, проба № 87). Кроме того, в качестве интегрального
показателя микробиологической активности использовалось общее микробное число (ОМЧ).

Таблица 3 – Сравнительные данные по составу микроорганизмов

№ п/п

  Группы

микроорганизмов

Продукты

коррозии
и праймера

Изоляция

Грунт
нижней
образующей

1

Гетеротрофы-бродильщики

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 гетеротрофов-бродильщиков 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- бродильщиков, 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 грунтов «суглинок (глина) – известняк»;

- по большинству признаков (близкая к нейтральной рН, наличие общей коррозии, незначительное количество карбонатов и бикарбонатов в грунтах) 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 x 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 грунтовый 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 грунтом 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

замера

Отметки верхней

образующей /

величина осадки, м/м

Отметки верхней
образующей после заполнения  водой / величина осадки, м/м

Отметки верхней образующей после засыпки землей /

величина осадки, м/м

1

1,03

0,91 /

0,12

0,895 /

0,135

0,895 /

0,135

0,895 /

0,135

0,895 /

0,135

0,895 /

0,135

0,895 /

0,135

Ср.знач.

0

0,119

0,127

0,127

0,127

0,127

0,127

0,127

2

0,75

0,632 /

0,118

0,63 /

0,12

0,63 /

0,12

0,63 /

0,12

0,63 /

0,12

0,63 /

0,12

0,63 /

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 450, 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 –

бродильщики

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 (1,3·101 против 1·108). 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 грунта практически прекращается и металл трубы пассивируется, как только температура газа становится постоянной.

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

Второе направление снижения фактора риска возникновения и развития КРН – это достижение стабильности гидрологического режима грунта в
районе прохождения трассы. Если транспортировку природного газа по
подземным трубопроводам осуществлять при температуре, близкой
температуре грунта в ненарушенном тепловом состоянии, то тепловое, в т.ч. и импульсное, воздействие на влагосодержание грунта 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 грунта нарушенной структуры от возможных нагрузок (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 Р.М. Определение основных технических характеристик крепей для ремонта нефтепроводов диаметром 1220 мм // Нефтяное хозяйство. – 1982. – № 2. – С. 53-54.

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

3. Дедешко В.Н., Аскаров Р.М., Усманов Р.Р., 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 Р.Р., Аскаров Р.М., Гареев А.Г., Файзуллин С.М. Коррозионное растрескивание труб магистральных газопроводов // Газовая промышленность. – 2000. – № 2. – С. 43-47.

5. Аскаров Р.М. 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 Р.М. Ремонт газопроводов больших диаметров // Газовая промышленность. – 2002. – № 2. – С. 64-67.

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

8. Исмагилов И.Г., Асадуллин М.З., Аскаров Р.М., Гаррис Н.А. 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 Р.М., 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 Р.М., Гаррис Н.А. 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 Р.М. Напряженно-деформированное состояние газопроводов, пораженных КРН // Газовая промышленность. – 2003. – № 4. –  С. 53-56.

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

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

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

15. Чучкалов М.В., Аскаров Р.М., 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 Р.М., Шаммазов А.М., 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 Р.М. 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 Р.М. 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 Р.М.  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 Р.М. 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 Р.М. 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 Р.М., 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 Р.М. 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 Р.М. 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 Р.М. 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 Р.М. 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 Р.М. 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 Р.М. Ремонт газопроводов большого диаметра, подверженных стресс-коррозии // Потенциал. – М., 2002. – № 5. – С. 52-55.

       29. Аскаров Р.М. О прогнозе развития дефектов КРН по данным внутритрубной дефектоскопии // Научно-технический сборник «Транспорт и подземное  хранение газа». – 2007.  – № 4. – С. 58-61.

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

31. Тухбатуллин Ф.Г., Галиуллин З.Т., Аскаров Р.М., Карпов С.В., 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 Р.Р., Аскаров Р.М., 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 Р.М. и др. Изоляционное покрытие нового поколения «Асмол» и его модификация лента «Лиам» // Обзорн. инф. Сер. «Транспорт и подземное хранение газа». – М.: ИРЦ «Газпром», 2003. – 46 с.

34. Кудакаев С.М., Уаман Ф.Ф., Аскаров Р.М. 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 / Р.М. 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 / Р.М. Аскаров и др. – Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987. – 67 с.

3. РД 39-0147103-317-88. Правила ремонта и демонтажа бездействующих нефтепромысловых трубопроводов / Р.М. 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 / Р.М. Аскаров и др. – Уфа: ВНИИСПТнефть, 1988. – 33 с.

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

6. ВСН 1-51-97. Правила производства работ при капитальном ремонте магистральных газопроводов / Р.М. 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) / Р.М. 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 / Р.М. 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 / Р.М. Аскаров и др. – М.: ИРЦ «Газпром», 2008. – 71 с.

Авторские свидетельства и патенты

1. А.с. 1008372 СССР, Е 02 F 5/10. Устройство  для  разработки  грунта  под  трубопроводом  /  Р.М. Аскаров и др. (СССР). –  3369671/29-03; Заявлено 26.11.1981; Опубл. 30.03.1983, Бюл. 12.

2. А.c. 1707146 СССР, Е 02 F 5/10. Рабочее оборудование для разработки грунта под трубопроводом / Р.М. 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 / Р.М. 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 / Р.М. 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 / Р.М. 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 автомобильной дорогой / Р.М. Аскаров и др. (РФ). – 98113506/06; Заявлено 06.07.1998; 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 / Р.М. 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 / Р.М. 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 / Р.М. 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. А.c. 1747612 СССР, Е 02 F 3/40. Ковш экскаватора / Р.М. Аскаров и др. (СССР). – 4845791/03; Заявлено 24.04.90; Опубл. 15.07.92, Бюл. 26.

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

 





© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.