Разработка и внедрение технологии ремонта магистральных газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.19, кандидат наук Усманов, Рустем Ринатович

• Усманов, Рустем Ринатович
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Усманов, Рустем Ринатович

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЗОР СПОСОБОВ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

1.1. Основные причины необходимости капитального ремонта трубопроводов

1.2. Расчеты НДС при ремонте магистральных трубопроводов

1.2.1. Расчеты НДС при ремонте нефтепроводов

1.2.2. Расчет параметров ремонта нефтепроводов согласно нормативной документации

1.2.3. Характеристика методик расчета НДС при капитальном ремонте газопроводов

1.3. Характеристика правил капитального ремонта газопроводов

1.4. Характеристика грузоподъемных средств, применяемых

при капитальном ремонте

1.4.1. Характеристика трубоукладчиков при строительстве

и ремонте трубопроводов

1.5. Обзор методов ремонта трубопроводов за рубежом

Выводы по главе 1

2. ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ С ПОДЪЕМОМ

В ТРАНШЕЕ

2.1. Системный анализ технологии переизоляции

2.2. Анализ существующих и предлагаемой технологических схем

2.2.1. Влияние основных факторов на выбор технологической схемы переизоляции

2.2.2. Общая характеристика технологической схемы переизоляции газопроводов с подъемом в траншее

2.3. Сравнительный анализ трудоемкости земляных работ, проводимых по существующим и предлагаемой технологическим схемам

2.4. Разработка методики расчета НДС

2.4.1. Постановка задачи

2.4.2. Исследование НДС при переизоляции газопроводов в траншее

Выводы по главе 2

3. ИССЛЕДОВАНИЯ НДС ПРИ РЕМОНТЕ ГАЗОПРОВОДОВ БОЛЬШИХ ДИАМЕТРОВ С ПОДЪЕМОМ В ТРАНШЕЕ

3.1. Исследование НДС при переизоляции газопроводов с подъемом

на берму траншеи

3.2. Обоснование предлагаемой технологии переизоляции газопроводов с подъемом в траншее

3.2.1. Исследование НДС технологической схемы с подъемом в траншее

и предварительной очисткой трубопровода

3.2.2. Исследование влияния диаметра трубопровода и числа трубоукладчиков на НДС ремонтируемого участка

3.2.3. Исследование влияния высоты подъема трубной плети трубоукладчиками на НДС ремонтируемого участка

3.2.4. Исследование влияния расстояния между трубоукладчиками

на НДС ремонтируемого участка

3.2.5. Исследование влияния уклона ремонтируемого участка на НДС

3.2.6. Исследование влияния конструкции опорного устройства

на крюках трубоукладчиков на НДС ремонтируемого участка

3.2.7. Исследование влияния перемещения изоляционной машины

3.3. Исследование влияния отклонений от принятой схемы ремонта

на НДС ремонтируемого участка

3.3.1. Исследование влияния отказа одного из трубоукладчиков

3.3.1.1. Отказ крайнего трубоукладчика

3.3.1.2. Отказ 2-ого от края трубоукладчика

3.3.1.3. Отказ среднего трубоукладчика

3.3.1.4. Отказ нескольких трубоукладчиков

3.3.2. Исследование влияния изменения высотного положения одного

из трубоукладчиков

3.3.2.1. Наезд на препятствие 1 -ого (по ходу движения) трубоукладчика

3.3.2.2. Наезд на препятствие 2-ого трубоукладчика

3.3.2.3. Наезд на препятствие среднего трубоукладчика

Выводы по главе 3

4. ВНЕДРЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА ГАЗОПРОВОДОВ БОЛЬШИХ ДИАМЕТРОВ С ПОДЪЕМОМ В ТРАНШЕЕ

4.1. Экспериментальная проверка основных положений методики

расчета

4.1.1. Применяемое оборудование

4.1.2. Сравнение экспериментальных данных с расчетными

результатами

4.2. Ремонт газопроводов в зимних условиях

4.3. Объемы переизоляции

4.4. Экономический расчет

4.5. Расчет экономического эффекта по ООО «Газпром трансгаз Уфа»

Выводы по главе 4

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ

ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ 1 - СТО Газпром 2-2.3-231-2008 «Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части

магистральных газопроводов ОАО «Газпром»

Приложение 2 - Справка об экономическом эффекте от внедрения технологии ремонта магистральных газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка и внедрение технологии ремонта магистральных газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследований

Основные цели, задачи и приоритеты развития газовой промышленности определены Энергетической стратегией России на период до 2020 года, утвержденной Правительством РФ в 2003 году.

Согласно данной Стратегии и в соответствии с концепцией ОАО «Газпром», надежность газопроводов обеспечивается в основном за счет диагностики, капитального ремонта и реконструкции объектов газотранспортной системы. Основным масштабным способом повышения надежности линейной части магистральных газопроводов (ЛЧ МГ) является своевременное и качественное проведение капитального ремонта, в т.ч. с заменой изоляционного покрытия и восстановлением (заменой) трубы. В свое время при их строительстве в 50...80-ые годы прошлого века практически все газопроводы больших диаметров были изолированы пленочным изоляционным покрытием трассового нанесения, срок эффективной защиты которого составляет не более 10 лет. С целью повышения надежности линейной части магистральных газопроводов в ОАО «Газпром» с 2004 года принята Программа их капитального ремонта (переизоляция).

Рекомендованные нормативными документами схемы капитального ремонта (переизоляции) не в полной мере отвечают современным требованиям по трудоемкости, качеству ремонтных работ и применяемому оборудованию.

Поэтому разработка и внедрение современной технологии капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов больших диаметров, обеспечивающей не только качество ремонтных работ, но и способствующей повышению производительности, являются актуальными для газотранспортной отрасли.

Цель работы - повышение производительности капитального ремонта (переизоляции) магистральных газопроводов больших диаметров разработкой и внедрением технологии их ремонта с подъемом в траншее.

Основные задачи работы:

1. Обоснование способа ремонта с подъемом в траншее применительно к газопроводам больших диаметров;

2. Разработка методики расчета напряженно-деформированного состояния (НДС) участка газопровода для трех технологических схем ремонта: в траншее, с подъемом на берму траншеи (нормативных), с подъемом в траншее (предлагаемой);

3. Исследование НДС участка газопровода при его ремонте с подъемом в траншее с определением оптимальных параметров ремонта, в том числе с учетом возможных форс-мажорных обстоятельств;

4. Экспериментальная проверка достоверности разработанной методики расчета НДС в трассовых условиях;

5. Обоснование, с точки зрения хладноломкости трубной стали, возможности капитального ремонта газопроводов больших диаметров при отрицательной температуре (до минус 30 °С и ниже);

6. Внедрение технологии капитального ремонта газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее.

Методы решения поставленных задач

Методика расчета НДС разработана с использованием методов математического анализа и строительной механики. Исследования выполнены в соответствии с общепринятыми рекомендациями по обработке результатов экспериментов. Достоверность методики расчета НДС подтверждена экспериментальными исследованиями на действующем газопроводе в трассовых условиях. Расчет экономической эффективности проведен по методике ОАО «Газпром».

Научная новизна:

• установлено, что при ремонте газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее в случае возникновения форс-мажорных обстоятельств напряжения в трубопроводе перераспределяются в пределах нормативных ограничений, что исключает их разрушение и повреждение;

• доказана, с точки зрения хладноломкости трубной стали, возможность ремонта газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее в зимних условиях (при отрицательной температуре до минус 30 °С и ниже).

На защиту выносятся:

- обоснование способа ремонта с подъемом в траншее применительно к газопроводам больших диаметров;

- обоснование надежности технологии ремонта газопроводов с подъемом в траншее. Например, в случае возникновения форс-мажорных обстоятельств (отказ трубоукладчиков, наезд на препятствие и т.п.) напряжения в трубопроводе перераспределяются в пределах нормативных ограничений;

- доказательство возможности ремонта газопроводов по технологии с подъемом в траншее при отрицательной температуре (минус 30 °С и ниже).

Практическая значимость и реализация результатов работы

В результате проведенных исследований разработана технология ремонта газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее, что позволило внедрить ее в ООО «Газпром трансгаз Уфа» и ОАО «Газпром».

Внедрение этой технологии в ООО «Газпром трансгаз Уфа» позволило получить экономический эффект более 1 млрд рублей.

Технология ремонта газопроводов с подъемом в траншее внесена, в качестве дополнения, в СТО Газпром 2-2.3-231-2008 «Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов».

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались на:

- 3-ей Международной конференции «Обслуживание и ремонт газонефтепроводов - 2006» (г. Сочи, 2006);

- 4-ой Международной конференции «Обслуживание и ремонт газонефтепроводов - 2008» (г. Новороссийск, 2008);

- научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2013);

- XIII Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» (г. Уфа, 2013).

1. ОБЗОР СПОСОБОВ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Газотранспортная система, протяженность которой около 160 тыс. км, занимает особое место в решении стратегических задач ОАО «Газпром». Это связано с надежностью и безопасностью газотранспортной системы, эксплуатируемой в различных природно-климатических условиях Российской Федерации.

Принципиальная схема обеспечения эксплуатационной надежности и безопасности линейной части магистральных газопроводов приведена на рисунке 1.1. Схема в целом передает комплекс мероприятий, которые находятся во взаимосвязи и взаимозависимости; своевременное и качественное их выполнение позволяет продлить гарантированный срок службы ЛЧ МГ [85].

Определение технического состояния газопровода осуществляется на базе технического диагностирования [52, 70]. Для контроля технического состояния ЛЧ МГ применяются следующие основные виды диагностирования:

- внутритрубное диагностирование, предназначенное для обнаружения дефектов в теле трубы и в сварных соединениях, контроля геометрии трубы и геодезического позиционирования [30, 70, 75];

- наземные обследования с применением транспортных средств, экскавации газопроводов (шурфования), пешие обходы, специальные обследования [65];

- обследование газопроводов с применением летательных и космических аппаратов, в том числе спутниковых систем [65];

- обследование газопроводов с приложением контрольных нагрузок;

- другие виды обследований.

В качестве основных методов неразрушающего контроля используются:

- акустические;

- магнитные;

- оптические;

МЯкЁЙЙЁ

Рисунок 1.1- Принципиальная схема эксплуатационной надежности и безопасности ЛЧ МГ

- электромагнитные;

- электрометрические;

- радиографические;

- тензометрические;

- аэрокосмические;

- геодезические (геодезическое позиционирование);

- другие методы неразрушающего контроля.

Основным методом диагностики трубопроводов в настоящее время является внутритрубная диагностика (ВТД), которая позволяет определять основные типы дефектов. Высокая чувствительность этого метода диагностики позволяет с достаточно высокой степенью точности определить техническое состояние трубопровода и на этом основании назначать способы ремонта, его сроки.

Значительный вклад в разработку и развитие технологии капитального ремонта линейной части, а также расчетов его напряженно-деформированного состояния внесли отечественные ученые: Азметов Х.А., Айнбиндер А.Б., Аскаров P.M., Березин B.JI., Бородавкин П.П., Быков Л.И., Велиюлин И.И., Галиуллин З.Т., Гумеров А .Г., Гумеров P.C., Гумеров K.M., Зарипов P.M., Коробков Г.Е., Митрохин М.Ю., Мустафин Ф.М., Ращепкин К.Е., Халлыев Н.Х., Харионовский В.В., Шаммазов A.M. и др. [1 - 3, 6 - 10, 12, 14, 15, 17, 20 - 26, 34- 37, 45 - 51, 84 -89].

Решение о необходимости ремонта ЛЧ МГ принимается на основании анализа и оценки технического состояния газопровода, учитывающей:

- результаты осмотров и диагностических обследований;

- отказы за период эксплуатации участка газопровода и т.п.

Ремонтные работы выполняются:

- с выводом участка газопровода из работы (с отключением участка от действующего МГ);

- с понижением, при необходимости, давлений до значений в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-116-2007 [64].

Согласно ГОСТ 18332-78 для подземных трубопроводов предусмотрены следующие виды капитального ремонта:

- с заменой изоляционного покрытия;

- с заменой изоляционного покрытия и восстановлением стенки трубы;

- с заменой участка (труб).

1.1. Основные причины необходимости капитального ремонта трубопроводов

Средний срок службы эксплуатируемых в настоящее время магистральных газопроводов более 30 лет. Технические и технологические условия их строительства и эксплуатации требуют особого внимания и повышения эксплуатационной надежности и безопасности ЛЧ МГ. Кроме того, подземные трубопроводы подвержены воздействию как внутреннего фактора со стороны транспортируемого продукта, так и интенсивному воздействию внешних факторов, что в итоге приводит к старению и износу металла труб, их изоляционного покрытия и других составляющих [85].

Отказы на магистральных газопроводах со значительным сроком эксплуатации в основном связаны с коррозией металла труб по причине выхода из строя изоляционных покрытий, выполненных при строительстве с применением пленок холодного нанесения и битумно-резиновых мастик. Опыт эксплуатации магистральных газопроводов показывает, что указанные покрытия через 10 лет эксплуатации теряют свои защитные свойства и требуют замены [4, 59, 61, 63, 73, 85].

Основные причины отказов на газопроводах приведены на рисунке 1.2. Из приведенных данных следует, что около половины всех отказов происходит из-за наружной коррозии; большая часть из этой категории в последние годы -по причине коррозионного разрушения труб под напряжением (КРН) [5, 17, 29, 85, 98 - 100]. В особенности КРН подвержены газопроводы больших диаметров (1020, 1220 и 1420 мм) [31, 57].

Строительные дефекты 21%

/

Н з рук н зч кор розия -

48 %

Дефект труб

9 %

Прочие причини

Стихийное бедствие

5%

■сгзеди нитея &к ах деталей трубопрводов

1%

! ф еот о&зрудсва чкя зоввдств*ой пастами

при

эксплуатации

6 %

Рисунок 1.2- Основные причины отказов на газопроводе

Обеспечение надежности ЛЧ МГ проводится системой мероприятий, включающей:

- эксплуатацию по техническому состоянию;

- капитальный ремонт протяженных участков.

Эксплуатация по техническому состоянию основана на данных диагностики, когда по ее результатам устраняются потенциально опасные дефекты [74].

Капитальный ремонт обеспечивает надежность значительного по протяженности участка трубопровода, например участка газопровода между кранами.

Системные мероприятия по сокращению количества отказов на ЛЧ МГ приведены на рисунке 1.3 [85].

Из рисунка 1.3 видно, что в масштабах ОАО «Газпром» обеспечение объемов диагностики ВТД порядка 16...20 тыс. км/год, а главное увеличение, начиная с 2001 года, объемов капитального ремонта с 500 до 3000 км/год позволило достигнуть приемлемого, общемирового уровня надежности. Число отказов ЛЧ МГ - 0,1 год/1000 км.

1 - объемы капитального ремонта, км;

2 - объемы дефектоскопии, тыс. км;

3 - динамика, общее количество аварий в год/1000 км

Рисунок 1.3- Система мероприятий по сокращению количества отказов на ЛЧ МГ

Основными мероприятиями для поддержания надежного и безопасного состояния ЛЧ МГ являются:

- соблюдение правил и требований технической эксплуатации [65];

- своевременное проведение комплексной технической диагностики [66 -

- своевременное проведение профилактических мероприятий;

- своевременное проведение капитального ремонта [53].

Таким образом, техническое состояние ЛЧ МГ определяется по данным диагностических обследований [29, 30]. При этом наиболее потенциально опасные дефекты устраняются профилактическими мероприятиями (идентификацией, выявленных дефектов в шурфах) [60], а надежность участка в целом (например участка между кранами) поддерживается и повышается за счет проведения капитального ремонта.

В ОАО «Газпром» надежность ЛЧ МГ обеспечивается комплексом мероприятий, важнейшим из которых является капитальный ремонт. Широко применяемая в настоящее время масштабная переизоляция магистральных газопроводов является совершенно необходимой мерой по обеспечению надежности и продлению срока службы Единой системы газоснабжения (ЕСГ). Общеизвестно, что эта необходимость обусловлена низким качеством сооружения газопроводов в прошлом веке, в частности применением в 1970-80-ых гг. защитных покрытий на основе липких лент трассового нанесения, когда ежегодно вводилось по несколько тысяч километров газопроводов [59]. К настоящему времени эти покрытия полностью утратили свои защитные функции.

1.2. Расчеты НДС при ремонте магистральных трубопроводов

Нефтепроводы построены значительно раньше газопроводов, соответственно и их ремонт потребовался раньше. Первый опыт их ремонта относится к 60-ым годам прошлого столетия. Основное внимание при обосновании технологии ремонта было направлено на разработку технологии и технических средств капитального ремонта линейной части магистральных трубопроводов без остановки перекачки, а также на исследования НДС при выполнении подъемно-очистных, изоляционно-укладочных работ.

Потребность в капитальном ремонте газопроводов проявилась позже, чем нефтепроводов, на 10...20 лет, поэтому опыт ремонта нефтепроводов был использован и в газотранспортной отрасли.

1.2.1. Расчеты НДС при ремонте нефтепроводов

Диаметры нефтепроводов, на которых отрабатывалась технология капитального ремонта, по современным понятиям были относительно небольшими (200...500 мм), в качестве основной технологической схемы ремонта была принята схема с подъемом «бесконечной» трубной плети 3-мя трубоукладчиками. Основы первой методики расчета НДС изложены в работе [7]. В отличие от строительства нефтепровода, когда в траншею с бермы траншеи укладывается незаполненная трубная плеть, ремонтные работы проводятся без остановки перекачки. Это означает, что технологические параметры ремонтной колонны должны обеспечить расчетные напряжения в трубопроводе, не превышающие установленные нормативами. При этом следует отметить, что трубопровод, заполненный нефтью, значительно тяжелее пустого, что влияет не только на НДС участка, но и на усилие подъема трубной плети, а значит на технические характеристики трубоукладчика.

Подъем плети трубопровода тремя трубоукладчиками

Ставится задача найти зависимости для определения технологических параметров ремонтной подвижной колонны при подъеме трубопровода тремя трубоукладчиками. Расчетная схема показана на рисунке 1.4. Длина приподнимаемой части трубопровода разделена на четыре участка (I - IV), где q - распределенная нагрузка; 1а - расстояние между трубоукладчиками; Р - усилие подъема; /г - высота подъема.

I участок -

(1.1)

II участок

Ф2(х) =

дх4 Рх(х-а)3

(1.2)

24 6

III участок - Ф3 (х) =

дх4 Рх(х-а)ъ Р2{х-Ь)ъ .

(1.3)

24 6 6

IV участок - Ф4 (х) =

дхЛ Рх(х-а)ъ Р2 (х-б)3 Р3(х-с)

(1.4)

24 6 6 6

У г

IР2

оч > х

77/77-777-777-777-777-777-77'-777

777^777

а

Рисунок 1.4 - Расчетная схема подъема трубопровода тремя трубоукладчиками

Исследование проводится при выполнении следующих условий: - для равномерной загрузки трубоукладчиков усилия на крюках задаются одинаковыми, т.е.

Для обеспечения симметричности нагрузок расстояния между трубоукладчиками принимаются равными длинам крайних участков пролетов для поднятого трубопровода, т.е. 10 — а = с, тогда длина / всего приподнятого участка трубопровода составит 41 о.

Функция нагрузки Ф(х) при принятых условиях запишется в виде:

Р1=Р2=Р3=Р.

(1.5)

I участок:

(1.6)

II участок:

Ф2(х) =

дх4 Р,(х-10У ш

(1.7)

24 6

III участок:

Ф3(х) =

дх4 ^(х-Ч)3 Р2(х-210)\

(1.8)

24 6 6

IV участок:

Ф4(х) =

<?х4 Р,(х-/0)3 Р2 (х - 2/0)3 Р3(х-3/0)3

(1.9)

24 6 6 6

В таблице 1.1 приведены схемы подъема для различных вариантов подъемных средств и основные параметры ремонтной колонны к каждой из схем.

Здесь 10 - расстояние между трубоукладчиками; Р - усилие подъема; к - высота подъема;

М— изгибающие моменты в сечениях под крюками трубоукладчиков; <?тах~ максимальные изгибные напряжения.

Параметры рассчитываются применительно к симметричной схеме и основаны на равенстве расстояний между трубоукладчиками 10 и величин усилий подъема Р. Расчет по этим критериям показывает, что для диаметра Ду = 700 мм оптимальное расстояние 1о700 = 19,1 м при величине Р700 = 3,51 тс. Трубоукладчики такую грузоподъемность обеспечат. Даже для подъема трубопровода с нефтью потребуется усилие величиной 10,3 тс.

Проведем аналогичный расчет применительно к трубопроводу диаметром 1420 х 16,5 мм: 10 = 26,9 м,Р = 16,7 тс.

Такую грузоподъемность при определенных условиях могут обеспечить современные зарубежные трубоукладчики Комацу-Д85С или Катерпиллер-

572а

Рисунок 1.1- Формулы для определения напряженного состояния трубопровода при его подъеме

Из проведенного анализа методики расчета НДС при ремонте нефтепроводов с подъемом в траншее следует, что:

- обязательное требование симметричности схемы подъема при практической работе ремонтной колонны можно обеспечить только теоретически;

- из-за симметричности схемы подъема в методике много допущений равенства (высоты подъема, усилий подъема, изгибных напряжений, расстояний между трубоукладчиками, в особенности вызывает сомнение равенство участка между трубоукладчиками и участком от крайнего трубоукладчика до опоры плети на грунт).

В трассовых условиях обеспечить выполнение таких условий не представляется возможным, а исследования, отражающие какие-либо отступления от симметричности, применительно к рассмотренной методике нам не известны.

1.2.2. Расчет параметров ремонта нефтепроводов согласно нормативной документации

Последний нормативный документ в нефтепроводной отрасли, регламентирующий расчеты технологических параметров ремонтной колонны [4], дополняет методику расчета НДС п. 1.1.

Описанная ранее методика показывает общий подход к расчету НДС. Рассчитанные согласно [55] параметры для работы в равнинных условиях приведены в таблице 1.2.

Анализ данных таблицы 1.2 показывает, что параметры ремонтной колонны более конкретизированы. Схема с использованием трех трубоукладчиков рекомендуется для нефтепроводов Ду до 400 мм. Начиная с 530 до 720 мм рекомендуется четыре трубоукладчика. Учтены нагрузка от веса ремонтных машин (очистной и изоляционной), расстояние от ремонтной машины до трубоукладчика.

Таблица 1.2 - Технологические параметры и расчетные величины усилия подъема трубопровода

Схема подъема и расстановки ремонтных машин Диаметр трубопровода и толщ, стенки, мм Число трубоукладчиков, шт Масса ремонтной машины, кН Высота подъема трубопровода, м Расстояние до ремонтной машины, м Расстояние между трубоукладчиками, м Длина приподнятого участка, м Усилия подъема трубопровода, кН

D/ct п Q h, h2 а 1 L Pi Р2

219x5 3 10 0,63 1,01 4 13 59 19,9 8

hf Р2 h, Р., Р,-Р} 273x5 3 10 0,77 1,20 4 14 67 25,6 12

Q (0 11 u, 325x5 3 10 0,73 1,11 4 15 72 33,1 17

а . 1 1 . а 377 x7 3 15 0,70 1,03 4 16 77 51,4 25

L

426x7 3 15 0,68 1,01 4 17 82 62,1 33

р,=р4 530x8 4 20 0,66 1,17 4 20 112 97,2 60

р, .«Г- Р, р Ii h,=h, 630x8 4 20 0,65 1,10 4 20 115 129,0 80

0 h, h, Qj " 720x9 4 20 0,63 1,02 4 20 118 174,0 100

» I 1 ! 4

L

Кроме того, здесь не соблюдается условие равенства участков между трубоукладчиками и участков за трубоукладчиками, что более объективно отражает картину НДС. Для каждой схемы с увеличением диаметра увеличивается расстояние между трубоукладчиками, что объясняется увеличением жесткости трубопровода К/.

Длина выступающих частей ремонтных машин (очистной, изоляционной) составляет около 0,5 м, высота подъема у крайних трубоукладчиков - 0,63 м, т.е. для изменения вертикальной составляющей остается около 0,1 м. Расчетное расстояние от оси ремонтной машины до оси стрелы трубоукладчика, согласно табличным данным, составляет 4,0 м. Это означает, что при увеличении этого расстояния ремонтные машины будут задевать дно траншеи.

С этой точки зрения рассмотрим рабочий ход ремонтной колонны до технологической остановки, которая производится для перемещения трубоукладчиков при остановленных ремонтных машинах, заправке изоляционной машины шпулями с изоляционной лентой и т.п., что в конечном итоге характеризует производительность ремонтной колонны.

Расчет передвижения колонны производится по формуле:

Т-'ход ~~ 1^иэ/2 + Ьтр/2 + 1~,заз0р, (1.10)

где Ьиз - длина изоляционной (очистной) машины, м;

Ьтр - длина троллейной подвески, м;

Ьзазор - технологический зазор между изоляционной машиной и троллейной подвеской, Ьзазор = 0,25 м.

С учетом размеров троллейной подвески 1,0 м и очистной (изоляционной) машины 2,0 м фактический ход этих машин не может быть более 2,2 м. Соответственно и одноразовый ход ремонтной колонны до следующей технологической остановки составит такую же величину.

Анализ данных таблицы 1.2 показывает, что заложенные в ней параметры приближены к фактическому исполнению, но строгое требование симметричности при проведении ремонта остается. Кроме того, согласно [55] ремонт нефтепроводов диаметрами 720... 1220 мм проводится без подъема, а с подкопом и поддержанием трубопровода грузоподъемными механизмами. Поддержание подкопанного участка нефтепровода рекомендуется выполнять трубоукладчиками, опорами-крепями или пневмоподъемниками. Параметры определяются согласно [55].

1.2.3. Характеристика методик расчета НДС при капитальном ремонте газопроводов

В 60 - 70-ых годах прошлого века возникла необходимость в проведении капитального ремонта газопроводов диаметрами Ду 200....700 мм, построенных в 40 - 50-ых годах. Ввиду высокой опасности работы с природным газом под высоким давлением капитальный ремонт проводится с остановкой транспорта газа. Это положение сохраняется до настоящего времени. И в качестве основной технологической схемы ремонта, включая расчеты НДС, в тот период приняты способы, аналогичные применяемым при строительстве трубопроводов.

Принята схема капитального ремонта со вскрытием и переносом на бровку траншеи. Поэтому была использована расчетная схема, применяемая

при строительстве трубопроводов (нефтепроводов, газопроводов).

Специальные методики расчета НДС, учитывающие наличие продукта, например такие, как у нефтепроводчиков, не применялись.

Газопроводы больших диаметров были построены в 70 - 80-ых годах XX века, и потребность в их ремонте проявилась к 2000 годам. В качестве нормативной базы для программы переизоляции были разработаны «Правила...» [69]. В этом документе проявились подходы, заимствованные у нефтепроводчиков, применительно к трубопроводам больших диаметров. Поэтому была рекомендована технологическая схема ремонта с сохранением положения (с подкопом). В Правилах капитального ремонта магистральных нефтепроводов [55] применительно к большим диаметрам (720... 1420 мм) рекомендована вышеуказанная схема с подкопом.

1.3. Характеристика правил капитального ремонта газопроводов

С целью повышения надежности ЛЧ МГ в ОАО «Газпром» была разработана и внедрена Программа по ремонту изоляционных покрытий магистральных газопроводов ОАО «Газпром» на 2004 -2010и2011- 2016 годы [11]. Нормативной базой к указанной Программе явились «Правила...» [69].

Согласно [69] предусмотрены следующие методы производства ремонтных работ:

I метод - ремонт газопровода методом сплошной переизоляции. Может осуществляться в траншее (рисунок 1.5) или с подъемом на берму траншеи (рисунок 1.6);

II метод - замена участка газопровода на участок из новых труб с демонтажем старого, который производится, как правило, с предварительной параллельной прокладкой нового участка;

III метод - выборочный ремонт локальных участков газопровода по данным диагностики.

Ремонт газопровода по I методу осуществляется в следующей технологической последовательности:

- уточнение оси газопровода;

- снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал и планировка трассы в зоне действия ремонтно-строительного потока;

- вскрытие газопровода;

- удаление старой изоляции с поверхности участка газопровода;

- отбраковка труб (определение мест расположения, типа и параметров дефектов труб и сварных соединений) и, при необходимости, их ремонт или замена;

- подготовка поверхности участка газопровода перед нанесением нового изоляционного покрытия;

- нанесение грунтовки;

- нанесение нового изоляционного покрытия;

- укладка газопровода на дно траншеи, балластировка газопровода (при необходимости).

Технология производства засыпки отремонтированного газопровода:

- восстановление средств ЭХЗ (КИП, анодные заземления и т.д.) и знаков закрепления трассы;

- техническая рекультивация плодородного слоя почвы.

Строительные работы по II методу аналогичны технологии строительства

нового газопровода.

Ремонт газопровода по III методу выполняется в соответствии с [69].

Действующие «Правила...» [69] применительно к технологии переизоляции газопроводов предписывают использовать две технологические схемы:

• № 1 - в траншее с подкопом и поддержанием трубоукладчиками, укладкой на инвентарные опоры (рисунок 1.5);

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Усманов, Рустем Ринатович, 2014 год

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Азметов, X. А. Прочность и устойчивость подземных трубопроводов [Текст] / X. А. Азметов, И. А. Матлашов, А. Г. Гумеров. - СПб.: Недра, 2005. -248 с.

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

3. Айнбиндер, А. Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость [Текст]: справочное пособие / А. Б. Айнбиндер. -М.: Недра, 1991.-287 с.

4. Асадуллин, М. 3. Изоляционное покрытие нового поколения «АСМОЛ» и его модификация - лента «ЛИАМ» [Текст] / М. 3. Асадуллин, Р. М. Аскаров, Ю. В. Теребилов [и др.] // Обзорная информация. Серия «Транспорт и подземное хранение газа». - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2003. - 46 с.

5. Асадуллин, М. 3. Опыт обследования и ремонта участка МГ Уренгой -Петровск Полянского ЛПУ ООО «Баштрансгаз» [Текст] / М. 3. Асадуллин, Р. Р. Усманов, Р. М. Аскаров [и др.] // Техническое обслуживание и ремонт газопроводов. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000. - С. 54-57.

6. Аскаров, Р. М. Разработка и внедрение технологии переизоляции магистральных газопроводов с подъемом в траншее. Обслуживание и ремонт газонефтепроводов [Текст] / Р. М. Аскаров, Р. Р. Усманов // Матер. 4-ой Междунар. конф. 6-11 октября 2008 г. (г. Геленджик). - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2009. - С. 240-246.

7. Березин, В. Л. Капитальный ремонт магистральных трубопроводов [Текст] / В. Л. Березин, К. Е. Ращепкин, Л. Г. Телегин. - М.: Недра, 1978. -301 с.

8. Бородавкин, П. П. Сооружение магистральных трубопроводов [Текст]: учебник для вузов / П. П. Бородавкин, В. Л. Березин. - М.: Недра, 1987. - 471 с.

9. Бородавкин, П. П. Подземные магистральные трубопроводы [Текст] / П. П. Бородавкин. - М.: Недра, 1982. - 384 с.

10. Бородавкин, П. П. Прочность магистральных трубопроводов [Текст] / П. П. Бородавкин, А. М. Синюков. - М.: Недра, 1984. - 245 с.

11. Будзуляк, Б. В. Выполнение программы переизоляции магистральных газопроводов - важнейшее стратегическое направление в обеспечении планов транспорта газа [Текст] / Б. В. Будзуляк // Повышение надежности и безопасности работы магистральных газопроводов ОАО «Газпром». - М.: ИРЦ «Газпром», 2004. - С. 3-8.

12. Быков, Л. И. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов [Текст]: учебное пособие / Л. И. Быков, Ф. М. Мустафин, С. К. Рафиков [и др.]. - СПб.: Недра, 2006. - 824 с.

13. Ващук, И. М. Трубоукладчики [Текст] / И. М. Ващук, В. И. Уткин, Б. И. Харкун. - М.: Машиностроение, 1989. - 184 с.

14. Велиюлин, И. И. Планирование ремонтных работ с учетом приоритета газопровода [Текст] / И. И. Велиюлин, А. Д. Решетников, П. В. Крылов [и др.] // Газовая промышленность. - 2006. - № 10. - С. 74-77.

15. Велиюлин, И. И. Совершенствование методов ремонта газопроводов [Текст] / И. И. Велиюлин. - М.: Нефть и газ, 1997. - 224 с.

16. ВСН 39-1.10-006-2000. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов [Текст]. -М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000. - 183 с.

17. Галиуллин, 3. Т. Обзор исследований по коррозионному растрескиванию под напряжением, проведенных с 1996 по 1998 гг. [Текст] / 3. Т. Галиуллин, Д. Веслинг // Семинар по коррозионному растрескиванию трубопроводов под напряжением. - М., 1998. - С. 5-11.

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

19. Гареев, А. Г. Основы обработки и визуализации экспериментальных данных [Текст] / А. Г. Гареев. - Уфа: УГНТУ, 2004. - 82 с.

20. Гумеров, А. Г. Капитальный ремонт подземных трубопроводов больших диаметров [Текст] / А. Г. Гумеров, А. А. Майский, Ф. Г. Хайруллин // Обзорная информация. Серия «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». - М.: ВНИИОЭНГ, 1981. - 52 с.

21. Гумеров, А. Г. Капитальный ремонт подземных нефтепроводов [Текст] / А. Г. Гумеров [и др.]. - М.: Недра, 1999. - 356 с.

22. Гумеров, А. Г. Дефектность труб нефтепроводов и методы их ремонта [Текст] / А. Г. Гумеров, К. М. Ямалеев, Р. С. Гумеров, X. А. Азметов. - М.: Недра, 1998.-252 с.

23. Гумеров, А. Г. Капитальный ремонт подземных нефтепроводов [Текст] / А. Г. Гумеров, А. Г. Зубаиров, М. Г. Векштейн, Р. С. Гумеров, X. А. Азметов. - М.: Недра, 1999. - 525 с.

24. Гумеров, А. Г. Капитальный ремонт подземных трубопроводов больших диаметров [Текст]: обзорная информация / А. Г. Гумеров,

A. А. Майский, Ф. Г. Хайруллин. - М.: ВНИИОЭНГ, 1981. - 52 с.

25. Зарипов, Р. М. Исследование напряженно-деформированного трубопровода, деформирующегося совместно с упругопластичным грунтом [Текст] / Р. М. Зарипов, В. А. Чичелов // НТС «Транспорт и подземное хранение газа». - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002. - № 6. - С. 3-19.

26. Зарипов, Р. М. Универсальный метод расчета на прочность магистральных газопроводов [Текст] / Р. М. Зарипов, Г. Е. Коробков,

B. А. Чичелов // Газовая промышленность. - 1998. - № 4. — С. 44-45.

27. Защита магистральных нефтепроводов от коррозии [Текст] // Инженер-нефтяник: ежемесячный американский журнал (переводное издание) -1962. -№ 11.-54 с.

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

29. Канайкин, В. А. Роль ВТД в обеспечении надежной работы линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром» [Текст] / В. А. Канайкин, Б. В. Патраманский, С. Э. Попов // Матер. Девятнадцатой междунар. деловой встречи «Диагностика - 2011»: в 2 т.- М.: ООО «Газпром экспо», 2013. Т. 1. -С. 40-47.

30. Канайкин, В. А. Комплекс услуг ЗАО «НПО Спецнефтегаз» по внутритрубной дефектоскопии ЛЧ МГ. Перспективы развития [Текст] В. А. Канайкин, Б. В. Патраманский, А. В. Гапонцев, С. Э. Попов // Матер. Девятнадцатой междунар. деловой встречи «Диагностика - 2011»: в 2 т. - М.: ООО «Газпром экспо», 2013. Т. 1. - С. 180-184.

31. Коррозионное растрескивание под напряжением труб магистральных газопроводов [Текст]: атлас / отв. ред. А. Б. Арабей, 3. Кношински. - М.: Наука, 2006. - 105 с.

32. Краснов, М. А. Вариационное исчисление [Текст] / М. А. Краснов, Г. И. Макаренко, А. Н. Киселев. - М.: Наука, 1973. - 192 с.

33. Машинист трубоукладчика [Текст]: справочное пособие для рабочих / А. Л. Липович, К. А. Остапенок, Е. И. Романов [и др.]. - М.: Недра, 1987. - 132 с.

34. Митрохин, М. Ю. Диагностика и ремонт переходов газопроводов под автомобильными и железными дорогами [Текст] / М. Ю. Митрохин, И. И. Велиюлин, П. Г. Васильев, В. Н. Сивоконь // Газовая промышленность. -2013.- №6.-С. 65-67.

35. Мустафин, Ф. М. Защита от коррозии [Текст]: учебное пособие / Ф. М. Мустафин, М. В. Кузнецов, Л. И. Быков [и др.]. - Уфа: Монография, 2004. Т. 1.-609 с.

36. Мустафин, Ф. М. Защита трубопроводов от коррозии [Текст] / Ф. М. Мустафин, Л. И. Быков, А. Г. Гумеров [и др.].- СПб.: Недра, 2007. Т. 2. -708 с.

37. Мустафин, Ф. М. Технология сооружения газонефтепроводов [Текст] / Ф. М. Мустафин, Л. И. Быков, Г. Г. Васильев [и др.]. - Уфа: Нефтегазовое дело, 2007. - 632 с.

38. Пат. 2425273 Российская Федерация, МПК Б 16 Ь 1/024. Способ ремонта трубопровода [Текст] / Пашин С. Т., Усманов Р. Р., Аскаров Р. М., Файзуллин С. М., Чучкалов М. В.; заявитель и патентообладатель ООО «Газпром трансгаз Уфа». - № 2008148675/06; заявл. 09.12.2008; опубл. 27.07.2011, Бюл. №21.

39. Пат. 2195599 Российская Федерация, МПК Б 16 Ь 1/028. Способ ремонта трубопровода [Текст] / Валеев М. М., Асадуллин М. 3., Хахалкин Г. И., Зарипов Р. В., Усманов Р. Р., Аминев Ф. М., Аскаров Р. М., Файзуллин С. М.; заявитель и патентообладатель ООО «Газпром трансгаз Уфа». -№ 99126355/06; заявл. 14.12.1999; опубл. 27.12.2012, Бюл. № 36.

40. Пат. 2175736 Российская Федерация, МПК Б 16 Ь 1/028. Способ ремонта трубопровода [Текст] / Асадуллин М. 3., Усманов Р. Р., Аминев Ф. М., Зарипов Р. В., Хахалкин Г. И., Аскаров Р. М., Файзуллин С. М.; заявитель и патентообладатель ООО «Газпром трансгаз Уфа». - № 20001292295/06; заявл. 22.11.2000; опубл. 10.11.2011, Бюл. №31.

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

42. Пашин, С. Т. Исследования напряженно-деформированного состояния участка газопровода при ремонте с подъемом в траншее [Текст] / С. Т. Пашин,

Р. Р. Усманов, М. В. Чучкалов, Р. М. Аскаров, В. А. Чичелов // Газовая промышленность. - 2010. - № 1. - С. 46-50.

43. Пашпн, С. Т. Разработка и внедрение технологии переизоляции газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее [Текст] / С. Т. Пашин, Р. Р. Усманов, М. В. Чучкалов // Наука и техника в газовой промышленности. - 2011. - № 3. - С. 18-24.

44. Проектирование, техника и технология строительства [Текст] / Миннефтегазстрой СССР. Инженерно-информационный центр // Экспресс-информация. Зарубежный опыт. - 1990. - Вып. 8. - 28 с.

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

46. Ращепкин, К. Е. К вопросу напряженного состояния действующего трубопровода при капитальном ремонте [Текст] / К. Е. Ращепкин,

B. Л. Березин // Известия МЮ СССР. Серия «Нефть и газ». - 1962. - № 9. -

C. 77-81.

47. Ращепкин, К. Е. О технологии ремонта магистральных нефтепродуктопроводов [Текст] / К. Е. Ращепкин, И. С. Овчинников, Т. Д. Суетинова // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: тр. ин-та / НИИтранснефть. - М.: Недра, 1965. - Вып. 1У. - С. 259-262.

48. Ращепкин, К. Е. Выбор рациональной схемы подъема нефтепровода. [Текст] / К. Е. Ращепкин, X. Ф. Султанмуратов, Э. М. Ясин // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: тр. ин-та / НИИтранснефть. - М.: Недра, 1965. - Вып. IV. - С. 267-273.

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

50. Ращепкин, К. Е. Исследование продольно-поперечного изгиба магистрального трубопровода [Текст] / К. Е. Ращепкин // Транспорт и хранение

нефти и нефтепродуктов: тр. ин-та / ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1969. - Вып. 6. -С. 84-86.

51. Ращепкин, К. Е. Обслуживание и ремонт линейной части магистральных нефте- и продуктопроводов [Текст] / К. Е. Ращепкин [и др.]. -М.: Недра, 1969. - 132 с.

52. Р Газпром 2-2.3-401-2009. Оптимизация диагностического обследования и поддержания работоспособного состояния линейной части магистральных газопроводов [Текст]. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2010. -25 с.

53. Р Газпром 2-2.3-595-2011. Правила назначения методов ремонта дефектных участков линейной части магистральных газопроводов единой системы газоснабжения ОАО «Газпром» [Текст]. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2012. - 47 с.

54. РД 39-00147105-011-97. Табель технического оснащения служб капитального ремонта магистральных нефтепроводов [Текст]. - Уфа: ИПТЭР, 1998.- 40 с.

55. РД 39-00147105-015-98. Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов [Текст]. - Уфа: ИПТЭР, 1998. - 188 с.

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

57. Седых, А. Д. Стресс-коррозия на российских газопроводах [Текст] / А. Д. Седых, М. М. Кантор, А. Б. Арабей, В. Г. Антонов // Потенциал. - 2000. -№ 3. - С. 46-50.

58. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы [Текст]. - М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1995. - 52 с.

59. СНиП 111-42-80*. Магистральные трубопроводы [Текст]. -М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1995. - 32 с.

60. Созонов, П. М. Перспективные технологии переизоляции магистральных газопроводов [Текст] / П. М. Созонов, В. М. Рябов, А. Я. Гольдфарб // Матер. Девятнадцатой междунар. деловой встречи «Диагностика - 2011»: в 2 т. - М.: ООО «Газпром экспо», 2013. Т. 1. - С. 104108.

61. Созонов, П. М. Диагностика, оценка технического состояния, планирование и организация ремонта в системе обеспечения надежной и безопасной эксплуатации газопроводов, подверженных КРН [Текст] / П. М. Созонов, С. В. Трапезников, С. Н. Куимов [и др.] // Матер. Девятнадцатой междунар. деловой встречи «Диагностика - 2011»: в 2 т. - М.: ООО «Газпром экспо», 2013. Т. 1. - С. 54-61.

62. СТО Газпром 2-2.1-131-2007. Инструкция по применению стальных труб на объектах ОАО «Газпром» [Текст]. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. -250 с.

63. СТО Газпром 2-3.5-302-2009. Планирование капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов [Текст]. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2009. — 26 с.

64. СТО Газпром 2-2.3-116-2007. Инструкция по технологии производства работ на газопроводах врезкой под давлением [Текст]. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. - 82 с.

65. СТО Газпром 2-3.5-454-2010. Правила эксплуатации магистральных газопроводов [Текст]. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2010.-372 с.

66. СТО Газпром 2-2.3-095-2007. Методические указания по диагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов [Текст]. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. - 67 с.

67. СТО Газпром 2-2.3-361-2009. Руководство по оценке и прогнозу коррозионного состояния линейной части магистральных газопроводов [Текст]. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2010. - 36 с.

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

69. СТО Газпром 2-2.3-231-2008. Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов [Текст]. -М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. - 71 с.

70. СТО Газпром 2-2.3-292-2009. Правила определения технического состояния магистральных газопроводов по результатам внутритрубной инспекции [Текст]. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2009. - 27 с.

71. СТО Газпром РД 1.12-096-2004. Внутрикорпоративные правила оценки эффективности НИОКР [Текст]. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. -52 с.

72. Султанмуратов, X. Ф. К вопросу уменьшения напряжений при подъеме трубопровода [Текст] /X. Ф. Султанмуратов, К. Е. Ращепкин, Э. М. Ясин // НТС «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». - 1965. — Вып. 8. - С. 49-57.

73. Тухбатуллин, Ф. Г. Обследование и ремонт магистральных газопроводов, подверженных КРН [Текст] / Ф. Г. Тухбатуллин, 3. Т. Галиуллин, Р. М. Аскаров, С. В. Карпов, М. И. Королев // Обзорная информация. Сер. «Транспорт и подземное хранение газа». - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2001. -61 с.

74. Тухбатуллин, Ф. Г. Результаты внедрения в ООО «Баштрансгаз» комплексной технологии обследования и ремонта магистральных газопроводов, подверженных КРН [Текст] / Ф. Г. Тухбатуллин, М. И. Королев, М. 3. Асадуллин, Р. Р. Усманов, Р. М. Аскаров, С. В. Карпов // Новые технические решения при ремонте, реконструкции и строительстве линейной части магистральных газопроводов и газораспределительных станций. — М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000. Т. 2. - С. 55-60.

75. Усманов, Р. Р. Внутритрубная инспекция магистральных газопроводов: совершенствование методов оценки напряженно-деформированного состояния [Текст]: в 2 т. / Р. Р. Усманов, Р. Ю. Дистанов, М. В. Чучкалов [и др.] //17 Международная деловая встреча «Диагностика -2007» 28 мая - 1 июня 2007 г. (г. Екатеринбург). - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. Т. 1. - С. 125-128.

76. Усманов, Р. Р. Переизоляция газопроводов больших диаметров в ООО «Баштрансгаз» [Текст] / Р. Р. Усманов, Т. А. Бакиев, Р. М. Аскаров // Обслуживание и ремонт газонефтепроводов: матер. Междунар. конф.: сб. докл. и сообщений. - М.: ООО «Геоинформмарк», 2007. - Вып. 1. - С. 80-88.

77. Усманов, Р. Р. Особенности применения трубоукладчиков при строительстве и ремонте трубопроводов [Текст] / Р. Р. Усманов // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. 23 октября 2013 г. - Уфа, 2013. - С. 168-172.

78. Усманов, Р. Р. Технология переизоляции магистральных газопроводов диаметром 1420 мм ООО «Газпром трансгаз Уфа» с подъемом в траншее. Итоги работы газотранспортных обществ по эксплуатации линейной части магистральных газоконденсатопроводов и ГРС ОАО «Газпром» за 2008 г. и задачи на 2009 г. [Текст] / Р. Р. Усманов, Р. Ю. Дистанов, Р. М. Аскаров // Матер, отраслевого совещания 26-27 февраля 2009 г. (г. Нижний Новгород). - М.: Газпром экспо, 2009. - С. 69-75.

79. Усманов, Р. Р. Исследование влияния конструкции опорного устройства на крюках трубоукладчиков на НДС ремонтируемого участка [Текст] / Р. Р. Усманов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер, научн.-практ. конф. 22 мая 2013 г. - Уфа, 2013. - С. 249-251.

80. Усманов, Р. Р. Исследование влияния уклона ремонтируемого участка на его НДС [Текст] / Р. Р. Усманов // Проблемы и методы обеспечения

надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер, научн.-практ. конф. 22 мая 2013 г. - Уфа, 2013. - С. 256-258.

81. Усманов, Р. Р. Особенности технологии ремонта газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее [Текст] / Р. Р. Усманов // Газовая промышленность. - 2013. - № 11.-С. 13-15.

82. Усманов, Р. Р. Экспериментальная проверка расчетных параметров на ремонтируемом участке газопровода диаметром 1420 мм [Текст] / Р. Р. Усманов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер, научн.-практ. конф. 22 мая 2013 г. - Уфа, 2013. - С. 252-255.

83. Усманов, Р. Р. Анализ объемов земляных работ по нормативной и предлагаемой схемам ремонта [Текст] / Р. Р. Усманов // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. 23 октября 2013 г. - Уфа, 2013. - С. 176-178.

84. Халлыев, Н. X. Ремонт линейной части магистральных газонефтепроводов [Текст] / Н. X. Халлыев, Б. В. Будзуляк, М. А. Лежнев. - М.: Нефть и газ, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2005. - 289 с.

85. Халлыев, Н. X. Капитальный ремонт линейной части магистральных газонефтепроводов [Текст]: учебное пособие для вузов / Н. X. Халлыев, Б. В. Будзуляк, С. В. Алимов [и др.]; под ред. Н. X. Халлыева. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: МАКС Пресс, 2011. - 448 с.

86. Халлыев, Н. X. Комплексная механизация капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов [Текст]: учебное пособие / Н. X. Халлыев, Б. В. Будзуляк, С. В. Алимов [и др.]. - М.: Недра, 2010. - 328 с.

87. Харионовский, В. В. Повышение прочности газопроводов в сложных условиях [Текст] / В. В. Харионовский. - Л.: Недра, 1990. - 180 с.

88. Харионовский, В. В. Надежность и ресурс конструкций газопроводов [Текст] / В. В. Харионовский. - М.: Недра, 2000. - 321 с.

89. Харионовский, В. В. О разработке программы по ремонту газопроводов на долгосрочную перспективу [Текст] / В. В. Харионовский, В. П. Крылов, Н. И. Булычев // Обслуживание и ремонт газонефтепроводов: матер. 4-ой Междунар. конф. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2009. - С. 84-92.

90. Холл, У. Дн. Хрупкие разрушения сварных конструкций [Текст] / У. Дн. Холл, X. Кихара, В. Зут, А. А. Уэллс. - М.: Машиностроение, 1974. -452 с.

91. Черний, В. П. Подъем плети сосредоточенной силой [Текст] / В. П. Черний // НТС «Транспорт и подземное хранение газа». - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. -№ 4. - С. 36-41.

92. Чучкалов, М. В. Определение НДС трубопроводов с помощью программных средств, основанных на методе конечных элементов [Текст] / М. В. Чучкалов // Инновационный потенциал молодых ученых и специалистов ОАО «Газпром»: матер, научн.-практ. конф. молодых ученых и специалистов ОАО «Газпром» - призеров 2006 года: в 3 т. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2006. Т. З.-С. 21-23.

93. Чучкалов, М. В. Алгоритмизация расчета статических напряжений, действующих в трубопроводах технологической обвязки компрессорных станций [Текст] / М. В. Чучкалов [и др.] // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: тез. докл. научн.-практ. конф. 24 мая 2006 г. - Уфа, 2006. - С. 163-165.

94. Шаммазов, А. М. Расчет и обеспечение прочности трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях [Текст] / А. М. Шаммазов, Р. М. Зарипов, В. А. Чичелов, Г. Е. Коробков. - М.: Интер, 2005. Т. 1: Численное моделирование напряженно-деформированного состояния и устойчивости трубопроводов. - 706 с.

95. Crowell, D. Hydrostating testing surveys assure pipeline efficiency [Text] / D. Crowell // Oil and Gas Journal. - August, 1978. - Vol. 76. - No. 23.

96. Froser, Y. Corrosien economie [Text] / Y. Froser // Materials Performanse. - 1974. - P. 13-14.

97. Kiefner, J. Criteria set for pipeline repair [Text] / J. Kiefner // Oil and Gas Journal. - August, 1978. - Vol. 76. - No. 32.

98. National energy board. Report of the ungaru. Stress corrosion craking on Canadian oil and gas pipe lines. -November, 1996. - P. 24.

99. Parkins, R. N., Singh, P. M. Stress corrosion crack coalescence [Text] / R. N. Parkins, P. M. Singh // Corrosion. - 1990. - Vol. 46. - No. 6. - P. 486-499.

100. Public Jnguiry Conctming. Stress corrosion cracking on Canadian oil and gas pipe lines [Text] // Report of NEB, MH-2-95. - November, 1996.

101. Pipe Line Industry. - 1988. - Vol. 68. - No. 3. - P. 50.

102. Shell upgrades pipelines to meet OPS Standards [Text] // Pipe Line Industry. - 1974. - Vol. 40. - P. 39-40.