Повышение безопасности эксплуатации магистральных газопроводов, пересекающих активные геодинамические зоны тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.19, кандидат наук Исламов Ильдар Магзумович

• Исламов Ильдар Магзумович
• кандидат наук
• 2021

Оглавление диссертации кандидат наук Исламов Ильдар Магзумович

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 ГЕОДИНАМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕРРИТОРИИ РЕСПУБЛИКИ БАШКОРТОСТАН ПРИМЕНИТЕЛЬНО К ТЕХНИЧЕСКОМУ СОСТОЯНИЮ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

1.1 Геологические факторы территории Республики Башкортостан

1.1.1 Характеристика нормативной базы ПАО «Газпром» по геодинамическим зонам

1.1.2 Проявление геодинамического фактора на магистральных газопроводах Республики Башкортостан

1.1.3 Карстовые проявления в геодинамических зонах

1.1.4 Характеристика исследований на наличие геодинамических зон

1.2 Анализ аварийности магистральных газопроводов Западного Урала

1.3 Анализ аварийности магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Уфа»

1.4 Выбор участка магистрального газопровода ООО «Газпром трансгаз Уфа» для исследований геодинамических факторов

1.5 Экспериментальные измерения напряженно-деформированного состояния газопровода в геодинамических зонах

1.5.1 Методы оценки напряженно-деформированного состояния газопровода по данным мониторинга его пространственного положения (группа 1)

1.5.2 Методы оценки напряженно-деформированного состояния газопровода физическими методами контроля (группа 2)

1.5.3 Характеристика способов получения информации по напряженно-деформированному состоянию

1.6 Диагностика магистральных газопроводов, внутритрубная дефектоскопия

1.7 Прогноз технического состояния магистральных газопроводов

1.8 Ресурс потенциально опасных участков магистральных газопроводов

1.9 Выводы по главе

ГЛАВА 2 ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЩЕПРИНЯТОЙ ТЕХНОЛОГИИ ВЫЯВЛЕНИЯ ГЕОДИНАМИЧЕСКИХ ЗОН, ИХ ПАРАМЕТРОВ, ОЦЕНКИ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

2.1 Этапы выявления геодинамических зон по общепринятой технологии

2.2 Схемы пересечений обследуемого участка магистрального газопровода с геодинамическими зонами

2.3 Результаты выборочного геофизического обследования коридора магистральных газопроводов

2.3.1 Общие сведения

2.3.2 Пересечение магистрального газопровода с геодинамическими зонами на участке № 21а

2.4 Сравнительный анализ совпадения аварий на магистральных газопроводах ООО «Газпром трансгаз Уфа» с геодинамическими зонами

2.5 Измерения напряженно-деформированного состояния газопровода

в трассовых условиях

2.5.1 Измерения напряженно-деформированного состояния в шурфе геодинамической зоны № 21а

2.6 Выводы по главе

ГЛАВА 3 ТЕХНОЛОГИЯ ВЫЯВЛЕНИЯ ПОТЕНЦИАЛЬНО-ОПАСНЫХ УЧАСТКОВ НА ПЕРЕСЕЧЕНИЯХ С ГЕОДИНАМИЧЕСКИМИ ЗОНАМИ СРЕДСТВАМИ ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ

3.1 Построение профиля участка магистрального газопровода по данным внутритрубной диагностики

3.2 Общие подходы к оценке напряженно-деформированного состояния

3.3 Расчеты продольных напряжений на магистральных газопроводах

3.3.1 Расчеты продольных напряжений на магистральных газопроводах согласно нормативам

3.3.2 Измерение радиусов изгиба средствами внутритрубной диагностики

3.3.3 Критерии степени опасности ненормативных радиусов изгиба

3.3.4 Сопоставительный анализ данных внутритрубной диагностики и геодезических измерений

3.4 Особенности расчета продольных напряжений, основанных на данных внутритрубной диагностики

3.4.1 Особенности расчета температурного перепада

3.4.2 Оценка степени воздействия температуры и давления по данным внутритрубной диагностики

3.4.3 О минимизации продольных напряжений от температурного перепада при проведении ремонтных работ

3.5 Выводы по главе

ГЛАВА 4 ВЫЯВЛЕНИЕ НЕНОРМАТИВНЫХ ИЗГИБНЫХ НАПРЯЖЕНИЙ НА ПЕРЕСЕЧЕНИЯХ С ГЕОДИНАМИЧЕСКИМИ ЗОНАМИ И ИХ ДИНАМИКИ ПО ДАННЫМ ПОВТОРНОЙ ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ

4.1 Выявление потенциально-опасных участков на пересечениях

с геодинамическими зонами

4.2 Динамика изменения линейно-высотного положения магистральных газопроводов на пересечениях с геодинамическими зонами

4.3 Технология выявления собственно геодинамических зон средствами внутритрубной диагностики

4.4 Выводы по главе

ГЛАВА 5 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ РАСЧЕТА ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ПОТЕНЦИАЛЬНО-ОПАСНЫХ УЧАСТКОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ НА ПЕРЕСЕЧЕНИЯХ С ГЕОДИНАМИЧЕСКИМИ ЗОНАМИ СРЕДСТВАМИ ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ

5.1 Оценка остаточного ресурса магистральных газопроводов на пересечениях с геодинамическими зонами

5.2 Расчет экономического эффекта от выявления потенциально опасного участка

5.2.1 Обоснование категории экономического эффекта

5.2.2 Концепция образования экономического эффекта

5.2.3 Расчет затрат на аварийный ремонт

5.2.4 Расчет стоимости потерянного при аварии газа

5.2.5 Расчет затрат на диагностику и строительно-монтажные работы

5.3 Расчет экономического эффекта

5.4 Внедрение результатов работы

5.5 Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А. Типовое техническое задание для предприятий

ПАО «Газпром»

ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Справка о размере экономического ущерба

от аварии на узле подключения КС-Ургала (138,7 км МГ «Челябинск

Петровск»)

ПРИЛОЖЕНИЕ В. Справка о внедрении результатов диссертационной работы

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение безопасности эксплуатации магистральных газопроводов, пересекающих активные геодинамические зоны»

Актуальность темы исследования

Ни одно инженерное сооружение не связано так тесно с окружающей средой, как трубопроводные системы. Причиной этого является их преимущественно подземное исполнение. Таким образом, объективная реальность такова, что пролегание трубопроводов неизбежно связано с пересечением многочисленных геодинамических зон (ГДЗ), к которым можно отнести: разломы разного характера, движения земных блоков, надвигов (горных ударов), карсты и т.п.

Движения земной поверхности происходят вследствие термоядерных реакций внутри планеты и вращательного движения по орбите вокруг Солнца. По данным Российской академии наук, на территории Республики Башкортостан (РБ) со стороны Урала были прослежены надвиги на 400 км.

При надвигах образуются складки местности, которые могут вовлекать в движение подземные трубопроводы, воздействуя на их напряженно -деформированное состояние (НДС) с возникновением зон деформаций.

Магистральные газопроводы (МГ) ООО «Газпром трансгаз Уфа» (Общество) диаметром 1420 мм, которые сохранили свое исходное положение (со сроком эксплуатации 33 и более лет), могут быть подвержены геодинамическому воздействию. К таким МГ, по условиям прокладки, относится 4-ниточный коридор на участке КС Алмазная - КС Поляна, а также Челябинск - Петровск на участке КС Долгодеревенская - КС Поляна.

Поэтому повышение безопасности эксплуатации МГ, пересекающих активные ГДЗ, через выявление потенциально опасных участков (ПОУ) на основе оценки их НДС с использованием новых технологий, с последующим расчетом остаточного ресурса, безусловно, является актуальной задачей для газотранспортной отрасли.

Степень разработанности

Существенный вклад в повышение безопасности эксплуатации магистральных трубопроводов внесли многие отечественные и зарубежные

ученые и исследователи, среди которых: Р.М. Аскаров, Л.И. Быков, И.И. Велиюлин, А.Г. Гареев, К.М. Гумеров, М.И. Давлетов, Р.М. Зарипов, Ф.Г. Тухбатуллин, Г.Е. Коробков, М.В. Чучкалов и др.

Цель работы - повышение безопасности эксплуатации магистральных газопроводов, пересекающих активные геодинамические зоны, путем выявления потенциально опасных участков на основе оценки их НДС средствами внутритрубной диагностики.

Задачи исследования

1 Анализ геодинамических факторов территории РБ. Выявление геодинамических зон, их основных параметров на пересечениях с магистральными газопроводами с применением общепринятых аэрокосмических и геолого-геофизических технологий.

2 Оценка применимости внутритрубной диагностики (ВТД) для выявления потенциально опасных участков магистральных газопроводов на пересечениях с геодинамическими зонами. Разработка критериев их надежности по НДС, изучение особенностей расчета продольных напряжений в таких зонах.

3 Выявление: потенциально опасных участков, динамики их напряженно-деформированного состояния, активных геодинамических зон средствами внутритрубной диагностики.

4 Разработка метода оценки ресурса потенциально опасных участков на пересечениях с геодинамическими зонами.

Научная новизна

1 Разработаны критерии надежности потенциально опасных участков по радиусу приобретенного изгиба труб из стали категории прочности К60 (Х70) с продолжительным сроком эксплуатации (30 лет и более).

2 Установлена эмпирическая зависимость для оценки остаточного ресурса потенциально опасных участков по признаку геодинамической опасности, отличающаяся применимостью к поперечному коррозионному растрескиванию под напряжением (КРН).

Теоретическая значимость

1 Установлены характеристики диагностических средств по оценке НДС магистральных газопроводов и роль прогноза технического состояния, ресурса потенциально опасных участков.

2 Рассмотрена модель перемещения трубопровода в вертикальной плоскости в зонах тектонических разломов геодинамических зон, из которой следует, что возникающий при этом минимальный радиус изгиба является сечением с максимальными напряжениями.

3 Исследованиями НДС, в соответствии с нормативами, по данным внутритрубной диагностики доказано, что фактический радиус упругого изгиба трубопровода диаметром В = 1420 мм:

- р = 500В и более обеспечивает НДС участка линейной части магистрального газопровода (ЛЧМГ) в области пределов пропорциональности трубной стали К60 и соответствует нормативу, что позволяет эксплуатировать его без ограничений;

- р = 250В и менее является потенциально опасным, так как не обеспечивается НДС участка ЛЧМГ в пределах упругого изгиба, что не соответствует требованиям норматива.

4 Анализ нормативной формулы по расчету продольных напряжений показал, что:

- формула основана на классическом принципе независимости действия

сил;

- формула предназначена для расчетов защемленного по концам участка трубопровода, которых на ЛЧМГ «в чистом виде» немного;

- необходимое условие «при отсутствии продольных и поперечных перемещений трубопровода» показывает направленность формулы на проектирование, а не на строительство и эксплуатацию, где продольные и поперечные перемещения неизбежны;

- продольные напряжения от внутреннего давления газа проявляются в процессе эксплуатации в виде сжимающего фактора, зависимость прямая - чем выше давление газа, тем больше напряжения.

5 По данным неоднократного пропуска снарядов внутритрубной диагностики создаются предпосылки прогноза динамики напряженно-деформированного состояния магистральных газопроводов на пересечениях с геодинамическими зонами.

Практическая значимость

1 Разработанная технология выявления потенциально опасных участков на пересечениях с ГДЗ используется в ООО «Газпром трансгаз Уфа» при анализе данных ВТД. Проведенные исследования позволили выявить на 5 участках МГ диаметром 1420 мм и протяженностью более 450 км 30 ПОУ, требующих ремонта. При этом экономический эффект, определяемый предотвращением такого количества аварий, составил 575,0 млн руб. Критерии надежности потенциально опасных участков по радиусу изгиба труб вошли в типовое техническое задание ООО «Научно-производственного центра «Внутритрубная диагностика».

2 В ходе металловедческих исследований получена новая эмпирическая зависимость для оценки остаточного ресурса газопроводов в условиях коррозионно-механических воздействий, отличающаяся применимостью к поперечному КРН. На реальном примере доказана возможность ее использования с достаточной для практики точностью.

3 Результаты работы отражены в СТО Газпром трансгаз Уфа 3.3-1-12962018, охватывающем комплекс основных практических мер по повышению безопасности эксплуатации МГ, пересекающих активные геодинамические зоны. В данном нормативном документе потенциально опасные участки классифицированы по радиусам их кривизны, приведены рекомендуемые способы ремонта.

4 Практическая ценность основных результатов работы подтверждена соответствующей справкой об их внедрении.

Методология и методы исследования

Поставленные задачи решены с использованием методов сравнения, научного анализа и эксперимента, математического моделирования и статистической обработки результатов измерений, полученных на основе внутритрубной диагностики. Кроме того, проведены экспериментальные исследования, в том числе на основе классических положений строительной механики, теорий прочности и упругости.

Положения, выносимые на защиту

1 Реализация разработанного алгоритма выявления геодинамических зон, включающего анализ данных ВТД, определение геодинамических зон по трассе магистрального трубопровода, классификацию по степени воздействия таких зон на трубопровод.

2 Методика оценки расчета остаточного ресурса потенциально опасного участка трубопровода на пересечениях с геодинамическими зонами, отличающаяся применимостью к поперечному КРН.

Степень достоверности и апробация результатов

Основные научные положения, выводы и рекомендации, сформулированные в настоящей работе, основываются на результатах аналитических исследований, а также на экспериментальных данных, полученных с применением современных методов исследований, средств внутритрубной диагностики и компьютерного обеспечения. Достоверность подтверждается внедрением результатов работы при анализе результатов внутритрубной диагностики ООО «Газпром трансгаз Уфа».

Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на: Молодежной научно-практической конференции «Инновации в газовой промышленности. Достижения, проблемы и перспективы развития нефтегазовой отрасли» (АГНИ, г. Альметьевск, 2018); XIII Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт - 2018» (УГНТУ, г. Уфа, 2018); XII Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса» (РГУ нефти и газа (НИУ) имени

И.М. Губкина, г. Москва, 2018); XIV Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт - 2019» (УГНТУ, г. Уфа, 2019), XIV Международной конференции «Рассохинские чтения - 2020» (УГТУ, г. Ухта, 2020).

Соответствие паспорту специальности

Тема работы и содержание исследований соответствуют паспорту специальности 25.00.19 «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ», а именно пункту 1 «Напряженное состояние и взаимодействие с окружающей средой трубопроводов, резервуаров и оборудования при различных условиях эксплуатации с целью разработки научных основ и методов прочностного, гидравлического и теплового расчетов нефтегазопроводов и газонефтехранилищ» и пункту 7 «Исследования в области ресурса трубопроводных конструкций, в том числе прогнозируемого при проектировании и остаточного при их эксплуатации».

Сведения о публикациях автора

По теме диссертации опубликовано 18 научных работ, в том числе 2 в журналах, индексируемых в международной базе данных Scopus, 7 в журналах, рекомендованных ВАК Министерства науки и высшего образования РФ, получено 2 патента РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, библиографического списка использованной литературы, включающего 164 наименования. Работа изложена на 162 страницах машинописного текста, содержит 38 рисунков, 18 таблиц.

ГЛАВА 1 ГЕОДИНАМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕРРИТОРИИ РЕСПУБЛИКИ БАШКОРТОСТАН ПРИМЕНИТЕЛЬНО К ТЕХНИЧЕСКОМУ СОСТОЯНИЮ МАГИСТРАЛЬНЫХ

ГАЗОПРОВОДОВ

1.1 Геологические факторы территории Республики Башкортостан

Ни одно инженерное сооружение не связано так тесно с окружающей средой, как подземные трубопроводные системы. Объективная реальность такова, что пролегание трубопроводов неизбежно связано с пересечением многочисленных геодинамических зон, к которым можно отнести: разломы разного характера, движения земных блоков, надвигов (горных ударов), карсты и т.п. Геодинамический фактор, в большей или меньшей степени имеет место на всей поверхности земного шара, в том числе и Республике Башкортостан.

ГДЗ представляют собой ограниченные, протяжённые в плане участки земной коры с концентрацией тектонического напряжения, обусловленного внутренними силами Земли и их активностью на современном этапе неотектонического развития, характеризующиеся пониженной прочностью, повышенной склонностью к образованию трещин, проницаемостью и, как следствие, проявлением разрывной тектоники, сейсмичности и других процессов.

Движения земной поверхности происходят вследствие термоядерных реакций внутри планеты и вращательного движения по орбите вокруг солнца [155, 158-161]. По данным Российской академии наук на территории РБ надвиги были прослежены на 400 км (Рисунок 1.1) [35, 36].

Основные параметры надвигов по территории Республики Башкортостан: направление движения с востока (с Урала) на запад; горный удар с энергией сейсмотолчков до 10-25 эрг [36].

400 км

Запад

+ + + + + + + ++ +

Надвиги Клиновидный блок

Урал

Восточно-Европейская платформа

Восток

Сжатие

Разломы

Рисунок 1.1 - Схема движения надвигов по территории РБ

При надвигах образуются складки местности [75], которые вовлекают в движение подземные трубопроводы (выделены красным цветом условно на поверхности земли), воздействуя на их напряженно-деформированное состояние с возникновением зон деформаций (Рисунок 1.2).

Рисунок 1.2 - Тектоническая схема надвигов с нанесенными зонами деформаций на трубопроводах, в основном по переходам через водотоки (красными стрелками

показано направление надвигов земных блоков)

На Рисунке 1.3 приводится схема неотектонических движений земного шара по территории РБ, из которого видно, что восточно-европейская платформа опускается со скоростью 49 мм/год, а надвиги на западный Урал поднимают со скоростью 50 мм/год [35]. По данным [101], в настоящее время Уральские горы поднимаются со скоростью 5 мм/год.

Восточно-Европейская платформа

Рисунок 1.3 - Схема неотектонических движений земного шара

по территории РБ

Надвиги были такой силы, что за 260 млн лет развернули некоторые плиты размером 100 х 100 км, толщиной 2-3 км (массив Каратау) по разломам (Ашинский и Юрюзанский) на 900. В данный момент через Каратаусский массив проходит коридор нефте-, газо-, продуктопроводов (Рисунок 1.4). Взрыв продуктопровода у станции Улу-Теляк произошел недалеко от этого тектонически напряженного участка [36].

По направлению движения изменение рельефа можно разделить на 4 группы [36, 39, 75]:

- левый и правый блоки идут вверх в одном направлении с разными скоростями;

- левый и правый блоки идут вниз в одном направлении с разными скоростями;

- блоки движутся с одинаковыми скоростями: оба поднимаются, оба опускаются;

- блоки движутся в противоположных направлениях.

Рисунок 1.4 - Тектоническая схема разворота массива Каратау на 900 под действием тектонических движений (надвигов) со стороны Урала

При вертикальных движениях на участках трубопроводов выявлен один парадокс: при любых направлениях движений трубопроводы выдергиваются только вверх.

Как правило, блоки земной коры движутся по всем координатам: x, у, z.

Из Рисунка 1.5 следует, что со стороны надвигов один берег водотоков (оврагов), как правило, выше другого.

Эти современные движения земной поверхности приводят к выводу о том, что нормативные документы по строительству и эксплуатации подземных магистральных трубопроводов не учитывают вертикальные и горизонтальные смещения блоков земной коры. Строительные нормы и правила, а. значит, формулы и расчеты основываются на теории неподвижной земли, или их

действие ограничено периодом строительства, когда воздействие сроков эксплуатации еще не ощущается [102, 104, 105].

гв

Рисунок 1.5 - Схема деформаций на разломах (ГВ - горизонт вод)

Кроме того, отсутствует механизм контроля линейно-высотного положения линейной части в процессе эксплуатации. По умолчанию считается, что независимо от сроков эксплуатации трубопровод соответствует своему исходному проектному положению [102, 104, 105].

Действительная картина линейно-высотного, а, значит, и НДС линейной части, могут значительно отличаться от проектного положения, особенно на пересечениях с ГДЗ.

По разным источникам, в том числе исследованиям Института геологии УНЦ РАН [35, 36] на территории РБ от 75 % до 90 % разрушений на линейной части МГ происходит в геодинамических зонах: надвигов (горных ударов), блуждающих токов (возникающих за счет трения при движении массивов), коррозии на химически неоднородных породах, радиоактивной коррозии.

Согласно [11, 35, 36, 59, 61, 71, 122, 123] анализ большого объема данных (около 2000 аварий на газонефтепроводах) показывает, что места наибольшей концентрации аварий (около 90 %) расположены в зонах влияния активных разломов земной коры различного ранга. Отмечено, что в Европейской части РФ показатели аварийности на трубопроводах в зонах геодинамически активных разломов возрастают по сравнению с межразломными интервалами в 100 раз.

Интуитивно строители (проектировщики) выбирают наиболее устойчивые площадки под строительство зданий и сооружений вдали от оврагов, промоин, провалов, карстов или, по геологической терминологии, разломов внутри блоков. Основными «аварийными» участками для сооружения являются границы блоков -разломы, особенно узлы пересечения разломов. Часть из них являются активными, часть в данный момент - пассивными, но при достижении определенных сжимающих усилий по ним также начинаются движения.

1.1.1 Характеристика нормативной базы ПАО «Газпром» по геодинамическим зонам

В 2015 г. вышли два нормативных документа ПАО «Газпром» по оценке ГДЗ [94, 95]. Область применения [95] распространяется на МГ в местах развития опасных инженерно-геологических процессов в условиях распространения многолетнемерзлых пород, где безопасная эксплуатация сооружений требует обеспечения необходимой информацией для принятия управленческих решений по предотвращению негативного воздействия опасных процессов на техническое состояние газотранспортной системы.

Рекомендации [94] не распространяются на горные территории с многолетними породами.

Рекомендации [95] распространяются на участки магистральных и промысловых газопроводов, эксплуатируемых в условиях многолетнемерзлых грунтов, болот, оползней, карста, и определяют основные положения по контролю технического состояния участков газопроводов, включая анализ взаимодействия

газопроводов с окружающими грунтами, оценку НДС и комплексные диагностические работы по контролю технического состояния потенциально опасных участков газопроводов.

Из вышеизложенного следует, что нормативные документы [94, 95] распространяются преимущественно на многолетнемерзлые грунты, болота, оползни и карсты. Однако методы исследований, включающие анализ взаимодействия МГ с окружающими грунтами, оценку НДС и комплексные диагностические работы, могут быть распространены для обследования других видов геодинамического воздействия.

В [102], а это основной документ, регламентирующий надежность ЛЧМГ с точки зрения НДС, при проектировании трубопроводных систем геодинамический фактор не учитывается. Этот фактор впервые нашел отражение в [107], где записано: «Участки газопроводов в зонах тектонических разломов и прилегающие участки на расстоянии 100 м от границ разломов проектировать категории В».

1.1.2 Проявление геодинамического фактора на магистральных газопроводах Республики Башкортостан

В [64, 65, 66, 122, 123] показана зависимость количества аварий на магистральных трубопроводах (МТ) от их пересечений с геодинамическими зонами: разломами, оползнями, карстами и т.п. Поясним воздействие геодинамического фактора на примере участка газопровода Челябинск - Петровск 267 км, проектное положение которого приводится на Рисунке 1.6.

В январе 2006 г. в период аномальных холодов при температуре минус 41,2 0С на этом участке произошла авария с разрывом трубы (Рисунок 1.7).

Основной причиной аварии признано поперечное КРН, возникшее из-за высоких изгибных напряжений в вертикальной плоскости [42], которые, в свою очередь, являются следствием отступлений от проектного решения, так как фактически было выполнено в подземном исполнении. Кроме того, необходимо

отметить наличие напряжений от продольных сил. Свидетельством этому является значительный зазор по разрыву, Рисунок 1.7, сверху 50 мм, снизу 140 мм, по средней образующей - 95 мм.

Рисунок 1.6 - Надземный переход Челябинск - Петровск 267 км

(проектный профиль)

Рисунок 1.7 - Аварийный разрыв МГ Челябинск - Петровск, 267 км

Проведем ориентировочный расчет на предмет определения, каким должен быть температурный перепад для того, чтобы вызвать удлинение участка на 95 мм, по формуле:

А Ь = 95 мм = Ьу а АТ, (1.1)

где Ьу = 59 м - проектная длина участка защемления (Рисунок 1.6); а - коэффициент линейного расширения стали;

АТ - разница между температурой сварки захлестов при строительстве и температурой газа при аварии.

Преобразуем формулу (1) и представим в виде:

А Т = - А Ь /Ьу а. (1.2)

Расчет по формуле (1.2) показал результат А Т = 134 °С.

По диспетчерским данным температура газа на момент аварии составляла 10 °С, температура воздуха при сварке захлестов, по данным исполнительной документации, минус 16 °С, т.е. АТ = 26 °С, что должно способствовать возникновению сжимающих сил.

В рамках осуществления мероприятий по устранению причин аварии на газопроводе Челябинск - Петровск 267 км были проведены расширенные обследования его технического состояния.

В процессе обследования было установлено, что от карстовой воронки (Рисунок 1.8), расположенной в 15 м от оси газопровода, в его сторону отходят 2 трещины земной коры (разломы), одна из них пересекает район произошедшей аварии (Рисунок 1.9).

Установлено, этот участок был подвержен дополнительному воздействию геодинамического фактора, который увеличил продольную растягивающую силу, «склоны оврага отодвинулись друг от друга».

Таким образом, доказана особая категория воздействия на трубопровод -геодинамический фактор [47].

Рисунок 1.8 - Карстовая воронка в районе аварии, рядом обгоревшие деревья

Рисунок 1.9 - Разломы, исходящие от карстовой воронки и пересекающие

газопровод

1.1.3 Карстовые проявления в геодинамических зонах

Особенность карстового процесса заключается в том, что он приводит к изменению характера земной поверхности. В противоположность поверхностному размыву (эрозии), преобразующему рельеф земли непосредственно на ее поверхности, карстовый процесс, развиваясь в толще трещиноватых (карстующихся, вычелчивающихся) горных пород и формируя карстовые пустоты, как правило, приводит к обрушению глинисто-песчаных грунтов, покрывающих карстующиеся породы [26, 145].

При строительстве МГ на стадии проектирования трасса обходит карстовые воронки, или их засыпают грунтом. По данным [145], более 50 % ранее засыпанных воронок со временем проседают. Наблюдаются просадки грунта на отдельных участках трассы под нитками МГ, которые приводят к искривлению их продольной оси. При определенном сочетании действующих на МГ эксплуатационных и природно-климатических нагрузок за счет изменения кривизны оси может наступить его разрушение [25, 140]. Характерным примером отказов МГ, вызванных воздействием карстовых образований, является авария на 1951 км МГ Уренгой - Центр-11. Место аварии до строительства представляло собой карстовую воронку вытянутой формы глубиной до 7,3 м. В ходе строительства она была засыпана глиной.

По результатам геофизических исследований на месте аварии наблюдалось постепенное обрушение и оседание грунтов в карстовые пустоты. При этом одни участки МГ просели вместе с грунтом, а другие наоборот выталкивались грунтом на поверхность земли и оголялись. Место разрыва трубы зафиксировано почти над центром карстовой воронки.

Согласно [29, 60] отечественные МГ спроектированы и построены при использовании методов расчета, которые в недостаточной степени учитывают совместную деформацию трубы и грунта под воздействием эксплуатационных и природно-климатических нагрузок.

Согласно [145] внутритрубная диагностика пока не позволяет выявить наиболее напряженные участки МГ в аномальных зонах с карстовыми образованиями, которые являются потенциально опасными.

1.1.4 Характеристика исследований на наличие геодинамических зон

С учетом того, что ГДЗ, как правило, приурочены к складкам местности: оврагам, балкам, рекам, нельзя исключить их воздействие на НДС МГ. В работах [55, 56] специалистами ВНИМИ (г. Санкт-Петербург), а также в работе [128] по результатам анализа динамики аварий МГ сделан вывод о влиянии геодинамики в ареалах активизированных земных разломов на устойчивость МГ. При этом рекомендовано, кроме обычно учитываемых факторов, влияющих на устойчивость промышленных сооружений - параметров перемещения горных массивов по разломным зонам, более глубоко проработать и учитывать сейсмическую вибрацию, акустическую эмиссию, электромагнитные излучения и газовые эманации, содержащие химически активные ингредиенты (сероводород, углекислота, водород и др.). Также отмечено, что «...геодинамический риск, по-видимому, может оказывать влияние и на динамику коррозии труб.». Интенсивность коррозионных процессов может существенно возрастать за счет как увеличения напряжений в металле, (например в результате проявлений сейсмической вибрации), так и воздействия агрессивных флюидов (газов), поступающих по активизированным зонам разломов, секущих трассы газопроводов [101].

В работе [128] дана количественная оценка опасных зон по геодинамическому признаку. Показатель опасности (ПО) конкретной морфоструктуры рассчитывается как отношение фактических параметров структуры к максимальным значениям эталонной структуры. Например, по Краснотурьинскому участку ПАО «Газпром» показатель опасности ПО = 112 у.е. (условных единиц), что превышает расчетные ПО по десяти исследованным участкам на трассе газопровода Ямал - Белосток. Обоснованием является то, что

Краснотурьинский участок, по сравнению со всеми исследованными, является очагом интерференции (пересечения) трех значимых структур: Обской кольцевой мегаструктуры, Кольско-Монгольского глубинного разлома и краевого восточного разлома Урала [128].

Согласно [123] именно на Краснотурьинском участке в середине 90-х гг. произошло наибольшее количество аварийных разрушений по причине КРН [127]. Например, при переиспытании газопровода Уренгой - Центр-1 ООО «Тюменьтрансгаз» диаметром 1420 мм, с повышенным давлением, на участке 700 м произошло 6 разрывов труб.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Исламов Ильдар Магзумович, 2021 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Адушкин, В. В. О воздействии сейсмических колебаний малой амплитуды на инженерные сооружения / В. В. Адушкин, Г. Г. Кочарян, В. Н. Радионов // Доклады РАН. - 1999. - Т. 369, № 6. - С. 816-817.

2. Айнбиндер, А. Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость: справочн. пособие / А. Б. Айнбиндер. - М. : Недра, 1991. - 287 с.

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

4. Анализ аварий и несчастных случаев на трубопроводном транспорте России: учеб. пособие / Под ред. Б. Е. Прусенко, В. Ф. Мартынюка. - М. : ООО «Анализ опасностей», 2003. - 351 с.

5. Аскаров, Р. М. Анализ динамики положения оси газопровода по данным внутритрубного технического диагностирования / Р. М. Аскаров и др. // Сб. науч. тр. - М. : Изд. центр РГУ, 2019. - № 2. - С. 128-135.

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

7. Аскаров, Р. М. Выявление и оценка напряженно-деформированного состояния магистральных газопроводов, пересекающих геодинамические зоны / Р. М. Аскаров, Д. Г. Мазитов, М. В. Чучкалов, А. Н. Кукушкин // Газовая промышленность. - 2015. - № 11. - С. 47-49.

8. Аскаров, Р. М. Использование труб при капитальном ремонте магистральных газопроводов, восстановленных в заводских условиях / Р. М. Аскаров, М. А. Худяков // Нефтегазовое дело. - 2015. - № 3. - С. 166-170.

9. Аскаров, Р. М. О дефектах поперечного КРН на газопроводах ООО «Газпром трансгаз Уфа» / Р. М. Аскаров, М. М. Галлямов, Р. Ю. Дистанов // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2012. - № 5. - С. 56-60.

10. Аскаров, Р. М. О прогнозе развития дефектов КРН по данным внутритрубной дефектоскопии / Р. М. Аскаров // Транспорт и подземное хранение газа. - 2007. - № 4. - С. 35-37.

11. Аскаров, Р. М. О технологии выявления участков трубопроводов с изгибными напряжениями при их пересечении геодинамических зон / Р. М. Аскаров, С. В. Китаев, И. М. Исламов // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2019. - Т. 330, № 5.

- С. 18-25.

12. Аскаров, Р. М. О фактических радиусах изгиба линейной части магистральных газопроводов / Р. М. Аскаров, А. Н. Кукушкин, К. М. Гумеров, И. М. Исламов // Трубопроводный транспорт : теория и практика. - 2017. - № 6 (64). - С. 28-33.

13. Аскаров, Р. М. Особенности коррозионного растрескивания под напряжением на современном этапе эксплуатации магистральных газопроводов / Р. М. Аскаров, Р. Р. Усманов, М. В. Чучкалов, Г. Р. Аскаров // Газовая промышленность. - 2017. - № 10. - С. 40-45.

14. Аскаров, Р. М. Особенности расчета продольных напряжений магистрального газопровода на основе данных внутритрубной диагностики / Р. М. Аскаров, М. В. Чучкалов, И. М. Исламов, М. Б. Тагиров, А. Н. Кукушкин // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2018. - № 3 -С. 37-44.

15. Аскаров, Р. М. Оценка влияния геодинамических зон, пересекающих магистральные газопроводы, на их напряженно-деформированное состояние / Р. М. Аскаров, А. Р. Валеев, И. М. Исламов, М. Б. Тагиров // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2019. - Т. 330, № 11.

- С. 145-154.

16. Аскаров, Р. М. Оценка напряжений магистральных трубопроводов на пересечениях с геодинамическими зонами методами внутритрубной дефектоскопии / Р. М. Аскаров, И. М. Исламов // Нефтегазовое дело. - 2017. -Т. 15, № 4. - С. 118-124.

17. Аскаров, Р. М. Оценка фактических напряжений магистральных газопроводов, пересекающих геодинамические зоны / Р. М. Аскаров,

Д. Г. Мазитов, С. К. Рафиков // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2015. - Вып. 2 (100). - С. 136-143.

18. Аскаров, Р. М. Прогноз коррозионного состояния газопровода на основе данных внутритрубной дефектоскопии / Р. М. Аскаров, Г. Р. Аскаров // Геотехнические и эксплуатационные проблемы нефтегазовой отрасли : сб. тр. Междунар. науч. конф. / ТюмГНТУ. - Тюмень, 2007. - С. 184-190.

19. Аскаров, Р. М. Прогноз напряженно-деформированного состояния участков газопроводов, пересекающих геодинамические зоны / Р. М. Аскаров, Д. Г. Мазитов, С. К. Рафиков // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2015. - Вып. 1 (99). - С. 66-73.

20. Аскаров, Р. М. Развитие и научное обоснование методов ремонта магистральных нефтегазопроводов без остановки транспорта газа: дис. ... д-ра техн. наук : 25.00.19 / Аскаров Роберт Марагимович. - Уфа, 2009. - 321 с.

21. Аскаров, Р. М. Экспериментальные работы по определению НДС участка газопровода / Р. М. Аскаров, А. Г. Мустаев, Р. Р. Шафиков // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2012. - № 10. - С. 78-80.

22. Бабешко, В. А. О возможных природных причинах возникновения стресс-коррозии и порывов трубопроводов в местах пересечения их разломными зонами / В. А. Бабешко, С. В. Величко, В. М. Шереметьев // Фундаментальные и прикладные проблемы мониторинга и прогноза природных, техногенных и социальных катастроф : матер. Междунар. семинара, 14-22 сентября 2002 г. -Севастополь, 2002. - С. 181-183.

23. Бабич, В. К. Деформационное старение стали / В. К. Бабич, Ю. П. Гуль, И. Е. Долженков. - М. : Металлургия, 1972. - 579 с.

24. Быков, Л. И. Типовые расчеты при проектировании, строительстве и ремонте газонефтепроводов / Л. И. Быков, Ф. М. Мустафин, С. К. Рафиков, А. М. Нечваль, И. Ш. Гамбург. - СПб. : Недра, 2011. - 729 с.

25. Варламов, Д. П. Мониторинг дефектности и прогноз состояния магистральных газопроводов России / Д. П. Варламов и др. - Екатеринбург : Уральский центр академического обслуживания, 2012. - 253 с.

26. Гаев, А. Я. О методике исследований и оценке карстоопасности при освоении северной части Уфимского плато / А. Я. Гаев, Ю. А. Килин, Р. Х. Султангареев // Гидрология и карстоведение : межвуз. сб. науч. тр. - Пермь, 2004. - С. 183-185.

27. Галиуллин, З. Т. Обзор исследований по коррозионному растрескиванию под напряжением, проведенных с 1996 по 1998 гг. / З. Т. Галиуллин, Д. Веслинг // Коррозионное растрескивание трубопроводов под напряжением: матер. семинара. - М., 1998. - С. 5-11.

28. Гареев, А. Г. Прогнозирование коррозионно-механических разрушений магистральных трубопроводов / А. Г. Гареев. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 1997. -171 с.

29. Герович, Э. Г. Научно-методические основы геодинамического и маркшейдерско-геологического прогнозирования зон разрушения нефтепромысловых систем и экологической безопасности при проектировании и разработке нефтяных и газовых месторождений / Э. Г. Герович, Л. Ф. Дементьев, Р. С. Рахимкулов, В. З. Хурсик. - Пермь : Изд-во ПГТУ, 1995. - 198 с.

30. Гетман, А. Ф. Неразрушающий контроль и безопасность эксплуатации сосудов и трубопроводов давления / А. Ф. Гетман, Ю. Н. Козин. - М. : Энергоатомиздат, 1997. - 287 с.

31. ГОСТ Р 52890-2007. Акустический метод контроля напряжений в материале трубопроводов. Общие требования - М. : Стандартинформ, 2009. -11 с.

32. ГОСТ 1497-84. Металлы. Методы испытаний на растяжение. - М. : Изд-во стандартов, 1986. - 28 с.

33. ГОСТ 24950-81. Отводы гнутые и вставки кривые на поворотах линейной части стальных магистральных трубопроводов. - М. : Министерство строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности, 2003. - 13 с.

34. Гумеров, А. К. Моделирование напряженно-деформированного состояния трубопровода за пределами упругости / А. К. Гумеров, А. В. Фролов,

М. Ф. Сунагатов, Р. Р. Шафиков // Территория НЕФТЕГАЗ. - 2010. - № 8. -С. 62-66.

35. Давлетов, М. И. Исходные параметры для расшифровки геологических факторов аварий трубопроводов на территории Башкортостана / М. И. Давлетов //. Энергоэффективность. Проблемы и решения: сб. тр. V Российск. энергетического форума 18-21 октября 2005 г. - Уфа, 2005. - С. 232-237.

36. Давлетов, М. И. Неотектонические движения по зонам разломов на трассах трубопроводов северо-запада и запада Башкирии / М. И. Давлетов // Энергоэффективность. Проблемы и решения: сб. тр. V Российск. энергетического форума 18-21 октября 2005 г. - Уфа, 2005. - С. 238-241.

37. Демченко, В. Г. Роль температурного перепада при механическом расчете магистральных трубопроводов / В. Г. Демченко, А. В. Завгороднев // Трубопроводный транспорт: теория и практика. - 2017. - № 7 (62). - С. 12-18.

38. Есиев, Т. С. О влиянии фактора времени в развитие повреждаемости магистральных газопроводов / Т. С. Есиев // Проблемы старения сталей магистральных трубопроводов: сб. тр. науч.-практ. семинара 1-7 марта 2006 г. -Н. Новгород, 2006. - С. 94-109.

39. Журило, А. А. Геодинамические проблемы устойчивости магистральных газопроводов. Проблемы геодинамической безопасности / А. А. Журило, Н. Н. Соловьев, В. В. Харионовский // 2-ое Международное рабочее совещание / ВНИМИЮ. - СПб., 1997. - С. 58-67.

40. Задериголова, М. М. Опыт практического использования радиоволнового метода геокартирования на зарубежных объектах / М. М. Задериголова. - М. : ЕАГО «Геофизика», 1994. - № 1. - С. 52-62.

41. Задериголова, М. М. Радиоволновой метод в инженерной геологии и геоэкологии / М. М. Задериголова. - М. : ТОО «Висма», 1998. - 319 с.

42. Заключение экспертизы промышленной безопасности о технической причине аварии на 267 км магистрального газопровода Челябинск - Петровск, произошедшей 20 января 2006 г. / ГУП «Институт проблем транспорта

энергоресурсов»; рук. А. Г. Гумеров; исполн. К. М. Гумеров, Р. Х. Идрисов. -Уфа, 2006. - 32 с. - Рег. № 41-ТУ-06667-2006.

43. Инструкция по определению фактического напряженно-деформированного состояния по данным геодезической съемки участков газопроводов, расположенных на территориях с опасными геодинамическими процессами, и оценки их работоспособности: утв. генеральным директором ООО «ВНИИГАЗ». - М., 2003. - 37 с.

44. Исламов, И. М. Возможности внутритрубной дефектоскопии по оценке напряжений магистральных газопроводов / И. М. Исламов // Трубопроводный транспорт - 2018 : сб. тр. XIII Междунар. учеб.-науч.-практ. конф. 23-24 мая 2018 г. / УГНТУ. - Уфа, 2018. - С. 72-74.

45. Исламов, И. М. О воздействии активных геодинамических зон на пересекающие их магистральные газопроводы / И. М. Исламов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2019. - № 5-6. - С. 22-26.

46. Исламов, И. М. О воздействии разницы температур на газопровод / И. М. Исламов // Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса : сб. тр. XII Всеросс. науч.-техн. конф. 12-14 февраля 2018 г. / РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина. - М., 2018. - С 141.

47. Исламов, И. М. О геодинамических воздействиях на магистральный газопровод / И. М. Исламов // Трубопроводный транспорт - 2018 : сб. тр. XIII Междунар. учеб.-науч.-практ. конф. 23-24 мая 2018 г. / УГНТУ. - Уфа, 2018. - С. 74-75.

48. Исламов, И. М. О технологии измерения радиусов изгиба магистральных газопроводов внутритрубными снарядами и их связи с наземными измерениями / И. М. Исламов, М. Б. Тагиров, А. Н. Кукушкин // Достижения, проблемы и перспективы развития нефтегазовой отрасли : сб. тр. Междунар. науч.-практ. конф. 25-28 октября 2017 г. / Альметьевский государственный нефтяной институт. - Альметьевск, 2018. - Т. 1. - С. 452-455.

49. Исламов, И. М. Особенности расчета напряжений от температуры и давления при наличии ненормативных радиусов изгиба / И. М. Исламов //

Трубопроводный транспорт - 2019 : сб. тр. XVI Междунар. учеб.-науч.-практ. конф. 23-24 мая 2019 г. / УГНТУ. - Уфа, 2019. - С. 65-67.

50. Исламов, И. М. Оценка ресурса магистрального газопровода в условиях поперечного коррозионного растрескивания под напряжением / И. М. Исламов, М. В. Чучкалов, Р. М. Аскаров // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2018. - № 2. - С. 35-38.

51. Исламов, И. М. Оценка ресурса магистральных газопроводов с поперечным КРН / И. М. Исламов // Рассохинские чтения - 2020 : матер. XIV Междунар. конф. - Ухта : УГТУ, 2020. - С. 173-176.

52. Исламов, Р. Р. Совершенствование системы мониторинга технического состояния протяженных участков магистральных нефтегазопроводов применением волоконно-оптических сенсоров деформации: дисс. . канд. тех. наук : 25.00.19 / Исламов Рустэм Рильевич. - Ухта, 2018. - 168 с.

53. Канайкин, В. А. Комплекс услуг ЗАО «НПО «Спецнефтегаз» по внутритрубной дефектоскопии ЛЧ МГ. Перспективы развития / В. А. Канайкин, Б.В. Патраманский, А.В. Гапонцев, С.Э. Попов // Диагностика - 2011 : сб. тр. XIX Междунар. деловой встречи : в 2 т. - М. : ООО «Газпром экспо», 2013. - Т. 1. - С. 180-184.

54. Канайкин, В. А. Роль ВТД в обеспечении надежной работы линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром» / В. А. Канайкин, Б. В. Патраманский, С. Э. Попов // Диагностика - 2011 : сб. тр. XIX Междунар. деловой встречи : в 2 т. - М. : ООО «Газпром экспо», 2013. - Т. 1. - С. 40-47.

55. Касьянова Н. А. Пространственно-временная избирательность возникновения аварий на промышленных и гражданских объектах как следствие волнового проявления аномальной геодинамической нестабильности земных недр (на примере аварий на объектах нефтегазового комплекса и городской аварийности в Москве) / Н. А. Касьянова // Атлас временных вариаций природных, антропогенных и социальных процессов: в 4 т. - М. : Янус-К, 2002. -Т. 3 : Природные и социальные сферы как части окружающей среды и как объекты воздействий. - С. 266-274.

56. Касьянова, Н. А. Результаты прогноза аварий скважин и порывов трубопроводных систем по геодинамическому фактору / Н. А. Касьянова, Э. В. Соколовский, С. В. Шимкевич // Нефтяное хозяйство. - 1998. - № 9. -С. 75-77.

57. Копылов, И. С. Теоретические и прикладные аспекты учения о геодинамических активных зонах / И. С. Копылов // Современные проблемы науки и образования. - 2011. - № 4. - С. 39-48.

58. Коррозионное растрескивание под напряжением труб магистральных газопроводов: атлас / отв. ред. А. Б. Арабей, З. Кношински. - М. : Наука, 2006. -105 с.

59. Кочарян, Г. Г. Влияние геодинамических факторов на механическую устойчивость протяженных инженерных сооружений / Г. Г. Кочарян, А. В. Адушкин // Геоэкология, инженерная геология, гидрогеология, геокриология. - 2001. - № 6. - С. 489-500.

60. Кухарев, Н. М. Инженерно-геологические изыскания в областях развития карста в целях строительства / Н. М. Кухарев. - М. : Стройиздат, 1975. -168 с.

61. Лебедич, С. П. Геодинамическая активность и безопасная эксплуатация магистральных нефтегазопроводов / С. П. Лебедич, В. Л. Дворников, Е. И. Селюков, О. А. Черепанов, Ю. С. Рябоштан // Горный вестник. -1998. - № 4. - С. 35-41.

62. Лопатин, А. С. Методы и средства диагностики линейной части магистральных газопроводов / А. С. Лопатин, С. И. Егоров. - М. : Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - 2009. - 119 с.

63. Мазитов, Д. Г. Общий подход к определению геодинамических зон, пересекающих магистральные газопроводы / Д. Г. Мазитов // Трубопроводный транспорт - 2015 : сб. тр. Х Междунар. учеб.-науч.-практ. конф. / УГНТУ. - Уфа, 2016. - С. 245-246.

64. Мазитов, Д. Г. О геодинамическом факторе на линейной части МГ / Д. Г. Мазитов // Энергоэффективность. Проблемы и решения: сб. тр. XIV Междунар. науч.-практ. конф. 23 октября 2014 г. - Уфа, 2014. - С. 190-194.

65. Мазитов, Д. Г. О проявлениях карста на МГ «Газпром трансгаз Уфа» / Д. Г. Мазитов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: сб. тр. науч.-практ. конф. 20-23 мая 2015 г. - Уфа, 2015. - С. 182-184.

66. Мазитов, Д. Г. Сравнительный анализ совпадения аварий газопроводов с геодинамическими зонами / Д. Г. Мазитов, М. В. Чучкалов, Р. М. Аскаров // Трубопроводный транспорт - 2016 : сб. тр. XI Междунар. учеб.-науч.-практ. конф. / УГНТУ. - Уфа, 2016. - С. 107-108.

67. Мастобаев, Б. Н. Выявление потенциально опасных участков магистральных газопроводов на пересечениях с геодинамическими зонами / Б. Н. Мастобаев, Р. М. Аскаров, С. В. Китаев, С. К. Рафиков, Р. Р. Усманов, М. В. Чучкалов, И. М. Исламов // Трубопроводный транспорт : теория и практика. - 2017. - № 3 (61). - С. 38-43.

68. Мастобаев, Б. Н. Напряженно-деформированное состояние газопровода на пересечениях с геодинамическими зонами по данным неоднократной внутритрубной дефектоскопии / Б. Н. Мастобаев, Р. М. Аскаров, С. В. Китаев, Р. М. Каримов, А. Р. Валеев, Т. А. Хакимов, И. М. Исламов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2017. - № 6. - С. 50-57.

69. Махутов, Н. А. Модельные исследования и натурная тензометрия энергетических реакторов / Н. А. Махутов. - М. : Наука, 2001. - 293 с.

70. Медведев, О. Ю. Современные проявления тектонических движений и их инженерно-геологическое строение на примере северо-запада Одесской области / О. Ю. Медведев // Инженерная геология. - 1992. - № 4. - С. 52-57.

71. Мельников, Е. К. Методика обеспечения геодинамической безопасности трубопроводов при строительстве и эксплуатации / Е. К. Мельников, А. Н. Шабаров // Сб. тр. VII Конгресса нефтегазопромышленников России. - Уфа, 2005. - С. 386-391.

72. Методика нормирования расхода природного газа на собственные технологические нужды и технологические потери магистрального транспорта газа. - М. : Газпром Экспо, 2016. - 91 с.

73. Методические рекомендации по определению показателя приоритетности вывода участка ЛЧМГ в капитальный ремонт. - М. : Оргэнергогаз. - 2010. - 20 с.

74. Мустаев, А. Г. Повышение безопасности эксплуатируемых участков газопроводов переводом их в защищенное исполнение: дис. ... канд. техн. наук : 05.26.03 / Мустаев Айрат Гайсович. - Уфа, 2013. -146 с.

75. Орлова, А. В. Блоковые структуры и рельеф / А. В. Орлова. - М. : Недра, 1975. - 232 с.

76. Отт, К. Ф. Стресс-коррозия на газопроводах / К. Ф. Отт. - Югорск : ООО «Тюменьтрансгаз», 2002. - 184 с.

77. Отчет по внутритрубной дефектоскопии газопровода Уренгой -Новопсков (КС Алмазная - КС Поляна) / НПО «Спецнефтегаз». - 2013. - 867 с.

78. Отчет по внутритрубной дефектоскопии газопровода Уренгой -Новопсков (КС Алмазная - КС Поляна) / НПЦ Внутритрубная диагностика. -2015. - 991 с.

79. Отчет по внутритрубной дефектоскопии газопровода Уренгой -Новопсков (КС Алмазная - КС Поляна) / НПЦ Внутритрубная диагностика. -2017. - 1056 с.

80. Отчёт по внутритрубной дефектоскопии газопровода Уренгой -Петровск (Алмазная - Поляна) / НПО «Спецнефтегаз». - 2013. - 974 с.

81. Отчет по внутритрубной дефектоскопии газопровода Уренгой -Петровск (КС Алмазная - КС Поляна) / НПЦ Внутритрубная диагностика. - 2015.

- 974 с.

82. Отчет по внутритрубной дефектоскопии газопровода Уренгой -Петровск (КС Алмазная - КС Поляна) / НПЦ Внутритрубная диагностика. - 2017.

- 1032 с.

83. Отчет по внутритрубной дефектоскопии газопровода Челябинск -Петровск / НПЦ Внутритрубная диагностика. - 2018. - 1089 с.

84. Пат. № 2425273 Российская Федерация, МПК Б 16 Ь 1/12. Способ ремонта трубопровода / С. Т. Пашин, Р. Р. Усманов, Р. М. Аскаров, С. М. Файзуллин, М. В. Чучкалов; патентообладатель : Общество с ограниченной ответственностью «Газпром трансгаз Уфа». - 2008148675/06, заявлено 09.12.2008; опубл. 27.07.2011, Бюл. № 17.

85. Пат. № 2602327 Российская Федерация, МПК Б 16 Ь 1/12. Способ определения потенциально опасного участка трубопровода с непроектным уровнем напряженно-деформированного состояния / Р. Р. Усманов, М. В. Чучкалов, Р. М. Аскаров, Р. В. Закирьянов; патентообладатель : Общество с ограниченной ответственностью «Газпром трансгаз Уфа». - 2015112903/06, заявлено 04.04.2015; опубл. 20.11.2016, Бюл. № 32.

86. Пат. № 2666387 Российская Федерация, МПК Б 17 В 5/02. Способ выявления геодезических зон, пересекающих магистральные трубопроводы / Б. Н. Мастобаев, Р. М. Аскаров, С. К. Рафиков, С. В. Китаев, Д. Г. Мазитов, М. В. Чучкалов, А. Н. Кукушкин; патентообладатель : Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет». - 2017111439, заявлено 04.04.2017; опубл. 07.09.2018, Бюл. № 25.

87. Пат. № 2686133 Российская Федерация, МПК Б 16 Ь 1/024. Способ ремонта потенциально опасного участка газопровода / Р. М. Аскаров, И. М. Исламов, М. Б. Тагиров, А. Н. Кукушкин; патентообладатель : Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет». - 2018103289, заявлено 29.01.2018; опубл. 24.04.2019, Бюл. № 12.

88. Пат. № 2692185 Российская Федерация, МПК Б 16 Ь 53/00. Способ оптимизации температурных напряжений при ремонте магистральных трубопроводов / Ш. Г. Шарипов, Р. Р. Усманов, И. М. Исламов, Р. М. Аскаров, М. В. Чучкалов; патентообладатель : Общество с ограниченной ответственностью

«Газпром трансгаз Уфа». - 2018137514, заявлено 23.10.2018; опубл. 21.06.2019, Бюл. № 18.

89. Пашин, С. Т. Диагностика и ремонт магистральных газопроводов без остановки транспорта газа / С. Т. Пашин, Р. Р. Усманов, М. В. Чучкалов и др. -М. : ООО «Газпром», 2010. - 236 с.

90. Пашин, С. Т. Исследования напряженно-деформированного состояния участка газопровода при ремонте с подъемом в траншее / С. Т. Пашин, Р. Р. Усманов, М. В. Чучкалов, Р. М. Аскаров, В. А. Чичелов // Газовая промышленность. - 2010. - № 1. - С. 46-50.

91. Пашин, С. Т. Разработка и внедрение технологии переизоляции газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее / С. Т. Пашин, Р. Р. Усманов, Р. М. Аскаров // Наука и техника в газовой промышленности. -2011. - № 3 (47). - С. 18-25.

92. Пучков, В. Н. Палеогеодинамика Южного и Среднего Урала / В. Н. Пучков. - Уфа : Гилем, 2000. - 147 с.

93. Р Газпром. Инструкция по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов. - М. : ООО «Газпром экспо», 2013. - 117 с.

94. Р Газпром 2-1.4-791-2014. Районирование территории по степени динамической опасности природных процессов. Основные положения. - М. : ООО «Газпром экспо», 2015. - 36 с.

95. Р Газпром 2-2.4-799-2014. Контроль технического состояния участков магистральных газопроводов в местах развития опасных инженерно-геологических процессов. - М. : ООО «Газпром экспо», 2015. - 39 с.

96. Расследование стресс-коррозионного растрескивания на канадских нефте- и газовых трубопроводах : МН-2-95. Доклад по расследованию / Национальный комитет по энергетике. - 1996.

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

98. РД 51-4.2-003-97. Методические рекомендации по расчетам конструктивной надежности магистральных газопроводов. - М. : ООО «ИРЦ Газпром», 1997. - 90 с.

99. Родионов, В. Н. Основы геомеханики / В. Н. Родионов, И. А. Сизов, В. М. Цветков. - М. : Недра, 1986. - 301 с.

100. Рождественский, А. П. Новейшая тектоника и развитие рельефа Южного Приуралья / А. П. Рождественский. - М. : Наука, 1971. - 303 с.

101. Смирнов, А. И. Экзогенные экологические процессы. Отчет по изучению экзогенных геологических процессов (ЭГП) в северной части Башкирской АССР за 1985-1989 гг. / А. И. Смирнов. - Т. 1 : 456 с.

102. СП 36.13330.2012. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*. - Введ. 01.07.2013. - М. : Госстрой, ФАУ «ФЦС», 2012. - 93 с.

103. СП 86.13330.2014. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП Ш-42-80*. - Введ. 01.06.2014. - М. : Минстрой России, ФАУ «ФЦС», 2014. - 175 с.

104. СП 14.13330.2011. Строительство в сейсмических районах. Актуализированная редакция СНиП 11-7-81. - Введ. 20.05.2011. - М. : ОАО «ЦПП», 2011. - 88 с.

105. СП 14.13330.2014. Строительство в сейсмических районах. Актуализированная редакция СНиП 11-7-81, СП 14.13330.2011. - Введ. 01.06.2014. - М. : ООО «Аналитик», 2015. - 125 с.

106. Спивак, А. А. Контроль механического состояния горного массива на основе микросейсмической информации. Контроль состояния скального массива при долговременной эксплуатации крупно-габаритных подземных сооружений / А. А. Спивак, В. А. Дубиня, В. Г. Спунгин. - М. : РАН, 1993. - С. 86-98.

107. СТО Газпром 2-2.1-249-2008. Магистральные газопроводы. - Введ. 12.01.2009. - М. : ООО «ИРЦ Газпром», 2008. - 151 с.

108. СТО Газпром 2-2.3-095-2007. Методические указания по диагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов. -Введ. 28.08.2007. - М. : ООО «ИРЦ Газпром», 2007. - 118 с.

109. СТО Газпром 2-2.3-173-2007. Инструкция по комплексному обследованию и диагностике магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением. - Введ. 31.01.2008. - М. : ООО «ИРЦ Газпром», 2007. - 42 с.

110. СТО Газпром 2-2.3-231-2008. Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов. - Введ. 22.09.2008. - М. : ООО «ИРЦ Газпром», 2008. - 123 с.

111. СТО Газпром 2-2.3-243-2008. Инструкция по проведению измерений напряжений в металле трубопроводов при использовании приборов, основанных на магнитошумовом методе. - Введ. 20.04.2009. - М. : ООО «ИРЦ Газпром», 2009. - 13 с.

112. СТО Газпром 2-3.5-252-2008. Методика продления срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов ОАО «Газпром». - Введ. 15.04.2009. -М. : ООО «Газпром экспо», 2009. - 99 с.

113. СТО Газпром 2-2.3-253-2009. Методика оценки технического состояния и целостности газопроводов. - Введ. 30.09.2009. - М. : ООО «Газпром экспо», 2009. - 73 с.

114. СТО Газпром 2-2.3-292-2009. Правила определения технического состояния магистральных газопроводов по результатам внутритрубной инспекции. - Введ. 30.09.2009. - М. : ООО «Газпром экспо», 2009. - 28 с.

115. СТО Газпром 2-3.5-302-2009. Планирование капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов. - Введ. 12.01.2009. - М. : ООО «Газпром экспо», 2009. - 65 с.

116. СТО Газпром 2-3.5-454-2010. Правила эксплуатации магистральных газопроводов. - Введ. 11.08.2010. - М. : ООО «Газпром экспо», 2010. - 230 с.

117. СТО Газпром РД 1.12-096-2004. Внутрикорпоративные правила оценки эффективности НИОКР. - Введ. 16.08.2004. - М. : ООО «ИРЦ Газпром», 2004. -52 с.

118. СТО Газпром трансгаз Уфа 2.3-1-0611-2013. Методика выявления стресс-коррозионных дефектов кольцевого (поперечного) направления на линейной части магистральных газопроводов. - Уфа : ИТЦ Газпром трансгаз Уфа, 2013. - 34 с.

119. СТО Газпром трансгаз Уфа 3.3-1-0881-2014. Предпроектное обследование технического состояния выводимых в ремонт участков линейной части магистральных газопроводов. - Уфа : ИТЦ Газпром трансгаз Уфа, 2014. -38 с.

120. СТО Газпром трансгаз Уфа 3.3-1-1096-2015. Методика оценки расчетного ресурса дефектных сварных соединений магистральных газопроводов. - Уфа : ИТЦ Газпром трансгаз Уфа, 2015. - 47 с.

121. СТО Газпром трансгаз Уфа 3.3-1-1296-2018. Инструкция по технологии ремонта магистральных газопроводов с ненормативным уровнем напряженно-деформированного состояния. - Уфа : ИТЦ Газпром трансгаз Уфа, 2018. - 67 с.

122. Султангареев, Р. Х. Исследования влияния геодинамической нестабильности на работоспособность газопроводов / Р. Х. Султангареев, Г. Е. Коробков // Трубопроводный транспорт - 2005 : сб. тр. Междунар. учеб.-науч.-практ. конф. - Уфа, 2005. - С. 152.

123. Султангареев, Р. Х. Обеспечение работоспособности газопроводов в зонах геодинамической активности: дис. ... канд. техн. наук : 25.00.19 / Султангареев Ринат Халафович. - Уфа, 2009. - 194 с.

124. Типовое техническое задание на проведение работ по внутритрубной диагностике на объектах линейной части газопроводов ПАО «Газпром», утв. заместителем председателя правления ПАО Газпром 26.04.2017 г. - 13 с.

125. Трифонов, В. П. К вопросу о современной геодинамике Урала / В. П. Трифонов // Материалы по новейшей тектонике и геоморфологии Урала и Поволжья. - Уфа : Недра, 1974. - С. 26-30.

126. Турикешев, Г. Н. О геодинамических процессах на восточной окраине восточно-европейской платформы / Г. Н. Турикешев, В. Г. Камалов, У. И. Клысов // Сб. тр. VIII Межрегиональн. геологическ. конф. ГОУ ВПО «Башкирский государственный педагогический университет им. М. Акмуллы». - Уфа, 1992. -С. 47-52.

127. Тухбатуллин, Ф. Г. Обследование и ремонт магистральных газопроводов, подверженных КРН / Ф. Г. Тухбатуллин и др. - М. : ООО «ИРЦ Газпром», 2001. - 61 с.

128. Ульмасвай, Ф. С. Геологические условия возникновения зон потенциальной аварийности МГ на севере Западной Сибири / Ф. С. Ульмасвай // Газовая промышленность. - 1997. - № 7. - С. 37-38.

129. Уолтхэм, Т. Катастрофы: неистовая Земля / Т. Уолтхэм. - Л. : Недра, 1982. - 223 с.

130. Усманов, Р. Р. Концепция безаварийной эксплуатации и капитального ремонта магистральных газопроводов ОАО «Газпром» / Р. Р. Усманов, М. В. Чучкалов, Р. М. Аскаров // Газовая промышленность. - 2015. - № 1 (717). -С. 28-31.

131. Фигаров, Э. Н. Оценка напряженного состояния подземного трубопровода, пересекающего зоны активных тектонических разломов / Э. Н. Фигаров // Трубопроводный транспорт: теория и практика. - 2012. - № 6 (34). - С. 39-42.

132. Филатов, А. А. Выявление участков МГ с высоким уровнем НДС и разработка мероприятий по их снижению / А. А. Филатов, Ш. Г. Шарипов, Р. Р. Усманов, М. В. Чучкалов, Р. М. Аскаров // Наука и техника в газовой промышленности. - 2014. - № 1 (57). - С. 76-81.

133. Халлыев, Н. Х. Капитальный ремонт линейной части магистральных газонефтепроводов / Н. Х. Халлыев, Б. В. Будзуляк, С. В. Алимов, А. А. Филатов, А. Г. Гумеров, А. Д. Решетников. - М. : МАКС Пресс, 2011. - 448 с.

134. Харионовский, В. В. Развитие методов диагностического обслуживания и ремонта линейной части магистральных газопроводов / В. В. Харионовский //

Газотранспортные системы: настоящее и будущее: сб. тр. 4 Междунар. науч. -техн. конф. и выставки. -М. : Газпром ВНИИГАЗ, 2012. - Ч. 1. - С. 307-319.

135. Хасанов, Р. Р. Анализ экспериментальных методов исследования напряженного состояния подземных тройников / Р. Р. Хасанов, С. М. Султанмагомедов, И. Р. Яруллин, Р. А. Харисов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2011. - Вып. 3 (85). -С. 76-83.

136. Хасанов, Р. Р. Напряженно-деформированное состояние и обеспечение надежности тройников подземных трубопроводов / Р. Р. Хасанов, С. М. Султанмагомедов. - Уфа : Изд-во УГНТУ, 2013. - 100 с.

137. Чувильдеев, В. Н. Влияние старения на эксплуатационные свойства сталей магистральных газопроводов / В. Н. Чувильдеев // Проблемы старения сталей магистральных трубопроводов: сб. тр. науч.-практ. семинара. -Н. Новгород : Университетская книга, 2006. - С. 18-58.

138. Чучкалов, М. В. Влияние расстояния от компрессорной станции на подверженность газопроводов различным типам КРН / М. В. Чучкалов, А. Г. Гареев // Экспозиция Нефть Газ. - 2013. - № 4 (29). - С. 74-77.

139. Чучкалов, М. В. Особенности проявления поперечного коррозионного растрескивания под напряжением / М. В. Чучкалов, Р. М. Аскаров // Газовая промышленность. - 2014. - № 3 (703). - С. 37-39.

140. Чучкалов, М. В. Оценка допустимости приобретенной кривизны газопровода по данным внутритрубной диагностики / М. В. Чучкалов, Р. М. Аскаров, С. В. Китаев, Р. И. Нигматуллин, Р. Ф. Ганиев, Р. Р. Мулюков, А. С. Лопатин // Нефтегазовое дело. - 2016. - Т. 14, № 3. - С. 124-127.

141. Чучкалов М. В. Оценка остаточного ресурса газопроводов, ослабленных стресс-коррозией. / М. В. Чучкалов Р. М. Аскаров, С. В. Китаев, Р. И. Нигматуллин, Р. Р. Мулюков // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2016. - № 3. - С. 29-31.

142. Чучкалов, М. В. Разработка методов выявления, торможения и предотвращения коррозионного растрескивания под напряжением на

магистральных газопроводах: дис. ... д-ра техн. наук : 25.00.19 / Чучкалов Михаил Владимирович. -Уфа, 2015. - 364 с.

143. Чучкалов, М. В. Теория и практика борьбы с коррозионным растрескиванием под напряжением на магистральных газопроводах / М. В. Чучкалов. - М. : МАКС Пресс, 2016. - 336 с.

144. Шабаров, А. Н. Выявление геодинамических опасных зон по трассе проектируемого газопровода Ямал - Белосток / А. Н. Шабаров // Проблемы геодинамической безопасности: сб. тр. 2 Междунар. рабочего совещания. - СПб., 1997. - С. 212-215.

145. Шаммазов, А. М. Расчет магистральных газопроводов в карстовой зоне / А. М. Шаммазов, В. А. Чичелов, Р. М. Зарипов, Г. Е. Коробков. - Уфа : Гилем, 1999. - 213 с.

146. Шарипов, Ш. Г. Дефекты поперечного КРН на газопроводах большого диаметра / Ш. Г. Шарипов, Р. Р. Усманов, М. В. Чучкалов, Р. М. Аскаров // Газовая промышленность. - 2013. - № 6 (691). - С. 63-65.

147. Шарипов, Ш. Г. Условия локального и общего равновесия конечно-элементной модели подземного трубопровода / Ш. Г. Шарипов, М. В. Чучкалов, Р. М. Аскаров, К. М. Гумеров // Газовая промышленность. - 2013. - № 11 (698). -С. 10-12.

148. Шарипов, Ш. Г. Учет энергетической составляющей в расчетах апряженно-деформированного состояния магистрального газопровода / Ш. Г. Шарипов, М. В. Чучкалов, Р. М. Аскаров, К. М. Гумеров // Трубопроводный транспорт: теория и практика. - 2013. - № 3 (37). - С. 20-23.

149. Шуланбаева, Л. Т. Безопасность магистральных трубопроводов при локальных термомеханических напряжениях: дисс. ... канд. техн. наук : 25.00.19, 05.26.03 / Шуланбаева Лаура Таргыновна. - Уфа, 2010. - 127 с.

150. Anon. Corroded Pipelines, DNV-RP-F101. - Det Norske Veritas, January

2015.

151. Anon. Guide to Methods for Assessing the Acceptability of Flaws in Metallic Structures, BS 7910. - British Standards Institution, 2013.

152. Anon. Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines, ASME B31G. - American Society for Mechanical Engineers, 2012.

153. Anon. Recommended Practices for Managing Near-Neutral Ph Stress Corrosion Cracking. - 3rd Ed. - Canadian Energy Pipeline Association (CEPA), May 2015.

154. CEPA SCC Recommended Practices // Addendum on Circumferential SCC. - 1998.

155. Chen, J. L. Late Cenozoic Magmatic Inflation, Crustal Thickening, and > 2 km of Surface Uplift in Central Tibet / J. L. Chen, A. Yin, J. F. Xu, Y. H. Dong, Z. Q. Kang // Geology. - 2018. - Vol. 46. - P. 19-22.

156. Cosham, A. Pipeline Defect Assessment Manual (PDAM) / A. Cosham, P. Hopkin. - A Joint Industry Project, Penspen, 2013.

157. Delanty, B. Successful Management of the Threat of Pipeline Cracking Using an Ultrasonic Tool for Real-Time Testing - a Case Study / B. Delanty, I. Whitbread, M. Maxwell, J. Munro // Pipelines International. - 2015. - No. 9. -P. 44-48.

158. Duan, B. Seismic Shaking in the North China Basin, Expected from Gaps of Possible Seismic Gap / B. Duan, L. Liu, A. Yin // Geophysical Research Letters. -2017. - Vol. 44. - P. 4855-4862.

159. Fan, S. Y. Late Paleozoic and Mesozoic Evolution of Lhasa-Terran in the Hainza Region of Southern Tibet / S. Y. Fan, L. Ding, M. A. Murphy, M. Yao, A. Yin // Tectonophysics. - 2017. - Vol. 721. - P. 415-434.

160. Haproff, P. J. West-Directed Thrusting South of the Eastern Himalayan Syntaxis Indicates Clockwise Crustal Flow at the Indenter Corner during the India-Asia Collision / P. J. Haproff, A. V. Zuza, A. Yin // Tectonophysics. - 2018. - Vol. 722. -P. 277-285.

161. Liao, J. 3D Geodynamic Models for the Development of Opposite Continental Subduction Zones: An Example of a Hindu Kusha-Pamir / J. Liao, T. Gerya, M. Thielmann, A. A. G. Webb, S. K. Kufner, A. Yin // Earth and Planetary Science Letters. - 2017. - Vol. 480. - P. 133-146.

162. Sutherby, R. L. The CEPA Report on Circumferential Stress Corrosion Cracking / R. L. Sutherby // Proc. 1998 International Pipeline Conference. - 1998. -Vol. 1. - P. 493-503.

163. Stress Corrosion Cracking, Recommended Practices. - 2nd Ed. - Canadian Energy Pipeline Association, 2007.

164. The Canadian Energy Pipeline Association (CEPA). The CEPA Report on Circumferential Stress Corrosion Cracking. - Calgary, AB: CEPA, Dec. 1997.

158

ПРИЛОЖЕНИЕ А Типовое техническое задание для предприятий ПАО «Газпром»

УТВЕРЖДАЮ Заместитель Председателя

I

Типовое техническое задание на проведен« работ по внутрнтрубвой двагноствюе ва объектах лвнейвой частя газопроводов ПАО «Газпром»

» 83-836

„т 27.М.М17 10,4в

11.1.4. Для дефектов, оценка опасности которых по результатам ВТД не предусмотрена нормативной документацией ПАО «Газпром», допуокаетоя использовать методики оценки опасности, предложенные исполнителем ВТД.

112. Опенке опасности участков газопровода по данным навигационного модуля должна производиться в соответствии со следующей методикой:

112.1. Потенциально опасным участком называется зона улруго-шмстического изгиба, которая задайте* областью трубы, имеющей радиус кривизны менее 1000П, не включающей в себя сетаенгаые отводы, отводы холодного гнутья и отводы в заводском исполнении.

11.2.2. Потенциально опасные участки трубопровода классифицируются по оценённому радиусу кривизны:

- участки категории (а) - радиус кривизны меньше 250V (изгибные напряжения выше предела текучести трубной стали);

- участки категории (Ь) - радиус кривизны от 2501) до 50(Ш (вдшбные напряжения от половины до полного значения предела текучести трубной стали);

- участки категории (с) - радиус кривизны от 5000 до 10001) (участки непроектного упругого изгиба).

11.2.3. Потенциально опасные участки категории (а) необходимо обследовать в шурфах и устранять до начале ближайшего сезона таяния или

161

ПРИЛОЖЕНИЕ Б Справка о размере экономического ущерба от аварии на узле подключения КС-Ургала (138,7 км МГ Челябинск - Петровск)

ОАО «ГАЗПРОМ» ООО «Газпром трансгаз Уфа»

СПРАВКА

о размере экономического ущерба от аварии на 138,7 км. МГ "Челябинск-Петровск"

" Узел подключения КС-Ургала"

__(руб.)

1 Экономический ущерб, связанный с потерями газа в результате аварии, без НДС 18 534 073,60

2 Экономический ущерб, связанный с затратами на проведение ремонтных работ, без НДС 18 275 968,09

Итого, общий экономический ущерб от аварии 36 810 041,69

!рЗ» »

! В ел ! ) Д.*. Ь

162

ПРИЛОЖЕНИЕ В Справка о внедрении результатов диссертационной работы

ГАЗПРОМ

Г-ЧИНШЕ

^^ УФА

«Газпром трансгаз бфе» Яуаплылыты сиклэнгэн йэмшэте

(«Газпром трансгаз бфе» ЯСЙ)

Р. Зорге урамы, 59, бфе хала11ы, Башкортостан Республиками, Расзй Федерациями, 450054 тел.: [phone], факс: [phone]

телетайп: 162331 КОНТУР e-mail: ¡[e-mail], www.ufa-tr.Qazprom.ru ОКПО 00154358, ОГРН 1020202861821, ИНН 0276053659, КПП 546050001

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром трансгаз Уфа»

(ООО «Газпром трансгаз Уфа»)

ул. Р. Зорге, д. 59, г. Уфа, Республика Башкортостан, Российская Федерация, 450054 тел.: [phone], факс: [phone]

телетайп: 162331 КОНТУР e-mail: [e-mail]. www.ufa-tr.gazprom.ru ОКПО 00154358, ОГРН 1020202861821, ИНН 0276053659, КПП 546050001

О/У /?.£'</ 1С/9 N. 2

на№_от_

СПРАВКА О ВНЕДРЕНИИ результатов диссертационной работы Исламова Ильдара Магзумовича «Повышение безопасности эксплуатации магистральных газопроводов, пересекающих активные геодинамические зоны»

Разработанный Исламовым Ильдаром Магзумовичем метод оценки напряженно-деформированного состояния магистральных газопроводов на пересечениях с геодинамическими зонами (ГДЗ), с 2017 года применяется в ООО «Газпром трансгаз Уфа» при анализе результатов внутритрубной диагностики.

В результате выявлено 30 потенциально опасных участков по признаку геодинамической опасности, требующих ремонта. При этом суммарный экономический эффект от предотвращения такого количества аварий составил 575 млн руб.

Принимая во внимание общеотраслевую тенденцию роста аварийности по причине поперечного КРН, возникающего на пересечениях газопроводов с ГДЗ, создание этой технологии имеет важнейшее значение для обеспечения безопасной эксплуатации Единой системы газоснабжения России.

Главный инженер —

заместитель генерального директора

ООО «Газпром трансгаз Уфа»