Совершенствование методов оценки напряженно-деформированного состояния потенциально опасных участков газопроводов с отводами холодного гнутья тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.19, кандидат наук Закирьянов Марс Васильевич

• Закирьянов Марс Васильевич
• кандидат наук
• 2020

Оглавление диссертации кандидат наук Закирьянов Марс Васильевич

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………….…

ГЛАВА 1 ПРОБЛЕМНЫЕ ВОПРОСЫ ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ НАПРЯЖЕННО-

ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ УЧАСТКОВ

ГАЗОПРОВОДОВ С ОТВОДАМИ ХОЛОДНОГО ГНУТЬЯ……..……

1.1 Характеристика и анализ случаев превышения допустимых

напряжений на криволинейных участках газопроводов………………

1.2 Аварийность газопроводов в Российской Федерации, США и странах

Европейского Союза (ЕС)…………………….………………………..…

1.3 Остаточные напряжения и пластические деформации в стенке прямой

трубы и ОХГ……………………………………………

1.4 Прочность прямолинейной трубы и ОХГ с коррозионными дефектами

и трещинами КРН…………………………..……………………………

1.5 Выводы по главе 1……………………………….………………….……

ГЛАВА 2 РАЗРАБОТКА И ВЕРИФИКАЦИЯ МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ

ДЛЯ РАСЧЕТА НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО

СОСТОЯНИЯ ОТВОДОВ ХОЛОДНОГО ГНУТЬЯ ……………………

2.1 Изготовление и радиусы кривизны ОХГ…………………………

2.2 Разработка математической модели НДС ОХГ…………………..……

2.2.1 Теоретические зависимости, используемые при анализе остаточного

НДС после пластического деформирования бруса……………………

2.2.2 Численная модель НДС ОХГ…………………………………….……

2.3 Анализ характеристик НДС ОХГ без упрочнения материала…………

2.4 Анализ характеристик НДС ОХГ с упрочнением материала…………

2.5 Сравнение результатов численных расчетов с данными натурных

замеров……………………………………………………………………

2.6 Выводы по главе 2………………………………………………………

ГЛАВА 3 АНАЛИЗ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ

ТЕНЦИАЛЬНО-ОПАСНЫХ УЧАСТКОВ ГАЗОПРОВОДОВ С

ОТВОДАМИ ХОЛОДНОГО ГНУТЬЯ…………………………………

3.1 Разработка численной модели криволинейного участка газопровода с

ОХГ………………………

3.2 Анализ характеристик НДС газопровода при выполнении поворота

одним ОХГ c углом 6˚ ……………………………………………………

3

3.3 Анализ характеристик НДС газопровода при выполнении поворота с

двумя ОХГ по 6˚……………………………

3.4 Анализ характеристик НДС газопровода при выполнении поворотов с

использованием трех ОХГ…………………

3.5 Особенности определения радиусов кривизны газопроводов…………

3.6 Определение НДС при уменьшении радиуса кривизны ОХГ под

действием осевых изгибающих моментов………………………………

3.7 Определение НДС при увеличении радиуса кривизны ОХГ под

действием осевых изгибающих моментов………………………………

3.8 Определение НДС при уменьшении радиуса кривизны ОХГ при

совместном действии осевых изгибающих моментов и продольной

осевой силы…………………….......……………………………………

3.9 Определение НДС при увеличении радиуса кривизны ОХГ при

совместном действии осевых изгибающих моментов и продольной

осевой силы……………………………………………………………..…

3.10 Анализ продольных напряжений в стенке ОХГ при внутреннем

давлении газа и температурном перепаде на участке газопровода……

3.11 Расчетная оценка продольных напряжений на гнутой части ОХГ по

данным контроля НДС в шурфах………………

3.12 Расчетная оценка продольных напряжений на гнутой части ОХГ по

данным ВТД………………………

3.13 Расчетная оценка продольных напряжений на гнутой части ОХГ по

данным геодезических измерений………………………………………

3.14 Выводы по главе 3……………………………

ГЛАВА 4 ОЦЕНКА ПРОЧНОСТИ ТРУБ (ОТВОДОВ ХОЛОДНОГО ГНУТЬЯ)

С ТРЕЩИНАМИ ПОПЕРЕЧНОГО РАСТРЕСКИВАНИЯ ПОД

НАПРЯЖЕНИЕМ ………………………………………………..……..…

4.1 Ресурс ПОУ газопровода с ОХГ………………………………

4.2 Оценка опасности трещин пКРН в рамках линейной механики

разрушения…………………………………………………………………

4.3 Оценка опасности трещин пКРН в рамках нелинейной механики

разрушения…………………………………………………….…

4.4 Расчет на гарантированную прочность ПОУ газопровода…………..…

4

4.5 Разработка метода оценки опасности трещин пКРН на гнутой части

ОХГ на основе критериев упругопластической механики

разрушения………………………………………………………...……

4.5.1 Изменение механических свойств стали после пластического

деформирования……………………………………………………

4.5.2 Результаты численных расчетов…………………………….………

4.6 Оценка НДС труб (ОХГ) при наличии дефектов коррозионного

происхождения…………………………………………………….……

4.7 Выводы по главе 4………………………………………

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ……………………………..…………………….………..……

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ………………………………………………….………...…

5

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование методов оценки напряженно-деформированного состояния потенциально опасных участков газопроводов с отводами холодного гнутья»

Актуальность работы

Протяженность магистральных газопроводов по территории Российской

Федерации составляет более 170 тыс. км. Для обеспечения надежного функционирования

газотранспортной системы необходимо своевременно выполнять качественные работы по

диагностическому обследованию и ремонту.

Для профилирования трассы трубопровода при пересеченном рельефе местности

используются упругий изгиб трубопровода и кривые вставки (отводы), которые, в

большинстве случаев, изготавливаются холодной гибкой труб. Изготовление отводов

методом пластического деформирования в холодном состоянии приводит к появлению

остаточных напряжений и деформаций.

Современный опыт эксплуатации линейной части магистральных газопроводов

показывает, что для отводов холодного гнутья (ОХГ), помимо обычных дефектов,

характерны стресс-коррозионные дефекты поперечного направления (пКРН) и гофры.

Трещины пКРН могут приводить к аварийным разрушениям труб без стадии медленного

роста. Одной из причин возникновения пКРН является высокий уровень изгибных

напряжений в стенке трубы, которые вызываются различными нагрузками, например,

продольными силами при прокладке газопровода в сложных инженерно-геологических

условиях. Методы определения напряженно-деформированного состояния (НДС)

участков газопроводов с ОХГ (с учетом остаточных напряжений на гнутой части) в

настоящее время отсутствуют, а как показывает практика, трещины пКРН образуются как

на прямых участках отвода, так и на гнутой части ОХГ.

В связи с вышеизложенным, актуальными являются задачи совершенствования и

разработки новых методов, направленных на обеспечение целостности потенциально

опасных участков (ПОУ) газопроводов с учетом остаточного НДС в стенке ОХГ.

Степень разработанности темы

Вопросами обеспечения прочности и устойчивости трубопроводов, проложенных в

сложных инженерно-геологических условиях занимались А.Б. Айнбиндер, Х.А. Азметов,

А.Б. Арабей, В.Л. Березин, П.П. Бородавкин, Л.И. Быков, А.Г. Гареев, А.Г. Гумеров, К.М.

Гумеров, Л.А. Димов, Ю.В. Дудников, Р.М. Зарипов, А.Г. Камерштейн, Г.Е. Коробков,

Ф.М. Мустафин, В.И. Черникин, А.М. Шаммазов, Э.М. Ясин и др.

Вопросы зарождения, развития КРН, а также разработки способов диагностики и

ремонта трубопроводов, подверженных КРН, изучали в своих трудах И.Г. Абдуллин, Р.В.

Агиней, Ю.В. Александров, Р.М. Аскаров, Б.В. Будзуляк, З.Т. Галиуллин, Н.А. Гаррис,

 6

И.И. Велиюлин, В.Г. Дубинский, П.В. Климов, К.Ф. Отт, В.В. Притула, И. В. Ряховских,

Е.А. Спиридович, О.И. Стеклов, М.В. Чучкалов, В.В. Харионовский, R.Parkins и др.

Вопросам упругопластического деформирования твердого тела посвящены

научные труды А.Н. Безухова, А.А. Гвоздева, А.А. Ильюшина, Е.Н. Мошнина, М.И.

Прудникова, И.П. Ренне, Ю.Н. Работнова, А.Р. Ржаницына, Г.А. Смирнова-Аляева, А.

Надаи, Р. Хилла, В. Прагера и др.

Научные основы механики разрушения отражены в работах А.А. Гриффитса, Д.С.

Дагдейла, Н.Н. Давиденкова, Н.А. Махутова, Е.М. Морозова, Н.И. Мусхелишвили, В.В.

Панасюка, В.З. Партона, С.В. Серенсена, Г.П. Черепанова, J. Irwin, F. MacClintock, J. Rice

и др.

Соответствие паспорту заявленной специальности

Тема и содержание диссертационной работы соответствуют паспорту

специальности ВАК РФ 25.00.19 – «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз

и хранилищ»: п.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»; п.4 – «Разработка теории

конструктивной и системной надежности нефтегазопроводных систем, в том числе для

сложных климатических условий»; п.6 – «Разработка и усовершенствование методов

эксплуатации и технической диагностики оборудования насосных и компрессорных

станций, линейной части трубопроводов и методов защиты их от коррозии»; п.7 –

«Исследования в области ресурса трубопроводных конструкций, в том числе

прогнозируемого при проектировании и остаточного при их эксплуатации».

Цель работы – обеспечение целостности ПОУ газопроводов с ОХГ на основе

совершенствования методов оценки их НДС с учетом остаточных напряжений.

Для достижения поставленной цели диссертационного исследования решались

следующие задачи:

1 Обзор и анализ работ, затрагивающих исследуемую цель.

2 Разработка и верификация математической модели НДС ОХГ, получение

аналитических зависимостей для определения остаточного НДС ОХГ.

3 Анализ НДС ОХГ при эксплуатации, оценка влияния остаточного НДС в ОХГ на

деформационную способность при эксплуатации, совершенствование методов оценки

НДС участков газопроводов с ОХГ по данным диагностики для возможности учета

остаточных напряжений.

 7

4 Решение задачи по определению безопасного уровня продольных напряжений

для гарантированной прочности участка газопровода с глубиной трещины менее порога

минимальной чувствительности внутритрубного дефектоскопа.

Научная новизна

1 Получены аналитические зависимости для определения суммарных продольных

напряжений в стенке ОХГ, отличающиеся возможностью учета остаточных напряжений

после его изготовления.

2 На основе разработанной математической модели трещины пКРН решена задача

по определению продольных напряжений на ПОУ газопровода с использованием

энергетического критерия прочности и учитывающая предварительную пластическую

деформацию в стенке гнутой части ОХГ.

3 Установлено, что для газопроводов большого диаметра из труб класса прочности

К60 с толщинами стенок 15,7-16,5 мм и ударной вязкости стали KCV=40 Дж/см2,

опасность хрупкого разрушения при наличии поперечной трещины глубиной 20 % от

толщины стенки трубы, возникает при продольных напряжениях выше 80 % от предела

текучести трубной стали.

Теоретическая и практическая значимость работы

Теоретическая значимость работы заключается в совершенствовании методов

оценки НДС, направленных на обеспечении целостности участков газопроводов и учете

остаточного НДС после изготовления ОХГ.

Практическая значимость работы заключается в следующем:

1 По результатам выполненных в диссертационной работе исследований

разработан стандарт Общества (СТО) Газпром трансгаз Уфа 3.3-1-1321-2019

«Методические рекомендации по расчету напряженно-деформированного состояния

отводов холодного гнутья при эксплуатации».

2 По результатам выполненных в диссертационной работе исследований издано

электронное учебно-методическое пособие «Методика расчета характеристик

напряженно-деформированного состояния отводов холодного гнутья при эксплуатации»,

которое используется в учебном процессе в ФГБОУ ВО «УГНТУ» для студентов,

обучающихся по направлениям 21.03.01, 21.04.01 «Нефтегазовое дело».

Методология и методы исследования

Для решения задач, поставленных в диссертационной работе, применялись

математические, статистические методы, а также методы линейной и нелинейной

механики разрушения.

 8

Расчеты и обработка полученных данных, проводились с использованием

современных лицензированных программных продуктов ANSYS, Microsoft Excel.

Положения, выносимые на защиту

Математическая модель НДС ОХГ и аналитические зависимости для определения

остаточного НДС ОХГ.

Результаты численных расчетов полных продольных напряжений в стенке гнутой

части ОХГ при эксплуатации.

Разработанный метод по определению полных продольных напряжений по

данным диагностики, отличающийся возможностью учета остаточного НДС ОХГ.

Результаты расчета на гарантированную прочность участка газопровода с

трещинами пКРН.

Степень достоверности результатов

Математические конечно-элементные модели разработаны с использованием

современных средств алгоритмического программирования, предназначенных для

решения задач строительной механики.

Для подтверждения достоверности полученных результатов, проводилась

верификация разработанных математических моделей на соответствие теоретическим и

экспериментальным исследованиям, приведенным в научной и нормативной литературе.

Апробация результатов работы

Основные результаты и научные положения диссертационной работы были

освещены на: IX-ой научно-технической конференции молодых ученых и специалистов

ООО «Газпром трансгаз Уфа» (г. Уфа, 2013 г.); XV-ой Научно-технической конференции

молодых руководителей и специалистов «Новые пути и решения повышения

эффективности и надежности работы газотранспортного предприятия» (г. Екатеринбург,

2014 г.); 66, 67, 69-ой научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых

ученых УГНТУ, (г. Уфа, 2015, 2016, 2018 гг.); XIII-ой научно-технической конференции

молодых специалистов и работников ООО «Газпром трансгаз Самара» (г. Самара, 2015

г.); Международной молодежной научной конференции «Наукоемкие технологии в

решении проблем нефтегазового комплекса» (г. Уфа, 2016, 2018 гг.); XII, XIII

Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный

транспорт» (г. Уфа, 2015, 2017, 2018 гг.); Всероссийской научно-практической

конференции молодых ученых и специалистов «Актуальные направления развития

газовой отрасли России» (г. Волгоград, 2018 г.); 73-ей международной молодежной

научной конференции «Нефть и газ – 2019» (г. Москва, 2019 г.).

 9

Публикации

Основные материалы диссертации опубликованы в 16 работах, в том числе 5 статей

в журналах, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки РФ, среди

которых один журнал индексируется в Web of Science.

Структура и объем работы

Диссертационная работа изложена на 140 страницах печатного текста, включая 71

рисунок и 19 таблиц; состоит из введения, четырех глав, заключения, списка

использованной литературы из 152 наименований, в том числе 23 иностранных.

 10

ГЛАВА 1 ПРОБЛЕМНЫЕ ВОПРОСЫ ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ НАПРЯЖЕННО-

ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ УЧАСТКОВ ГАЗОПРОВОДОВ С

ОТВОДАМИ ХОЛОДНОГО ГНУТЬЯ

1.1 Характеристика и анализ случаев превышения допустимых напряжений на

криволинейных участках газопроводов

Протяженность газотранспортной системы Российской Федерации (РФ) –

магистральных газопроводов (МГ) ПАО «Газпром» составляет более 170 тыс. км. Для

обеспечения эксплуатационной надежности линейной части МГ необходимо

контролировать напряженно-деформированное состояние (НДС) газопровода.

За период 2009-2014 гг., в Российской Федерации причинами в 43% случаев аварий

на трубопроводном транспорте углеводородов, явились коррозия металла труб и стресс-

коррозия (коррозионное растрескивание под напряжением, далее – КРН) [49].

Фактором образования и протекания КРН является НДС участков газопроводов.

Участки с наиболее высокими эксплуатационными нагрузками и воздействиями на

газопровод относят к ПОУ [106].

Современный опыт эксплуатации линейной части МГ, указывает на недостаточную

изученность стресс-коррозионных дефектов, ориентированных поперек направления оси

трубы (поперечного КРН, далее – пКРН). Основной причиной возникновения пКРН

является высокий уровень изгибных напряжений в стенке трубы, которые вызываются

различными причинами, например продольными силами при пролегании газопровода в

сложных инженерно-геологических условиях [85,116,126]. Опыт использования ОХГ

(кривых вставок) с остаточными напряжениями в стенке, при строительстве и ремонте

линейной части МГ на участках со сложной пересеченной местностью, не позволяет

устанавливать полную картину НДС трубопровода согласно [99]. Руководствуясь

действующими нормативными документами [54,89,93], невозможно провести расчетную

оценку НДС на участках с ОХГ по данным ВТД, а геодезические измерения с целью

установления картины НДС (даже в первом приближении) требуют больших затрат при

проведении земляных работ по вскрытию трубопровода.

Количество используемых гнутых или сварных отводов на рассматриваемом

участке зависит от условий прохождения трассы (равнинная местность, пересеченная) и

диаметра трубопровода. Для условий среднепересеченной местности с участком

протяженностью 500 км, среднее расстояние между поворотами для трубопровода

 11

1020х11 составляет 5,0 км, для 1220х12 - 3,5 км [2]. При этом большинство поворотов

имеет угол до 12 .

Статистика аварий на магистральных газо- и конденсатопроводах по причине

пКРН в ПАО «Газпром» за 1996-2015 гг. показывает, что разрушение может происходить

как по телу трубы (ОХГ), так и по кольцевому сварному шву [5,45,116,126]. Авторами [45]

отмечаются 12 случаев аварий на магистральных газо- и конденсатопроводах, при

которых трещины пКРН являются основными причинами разрушения. Один из случаев

аварии по причине пКРН отмечается на участке с двумя сваренными между собой ОХГ

1420х18,7 мм по 4˚. Сквозная трещина обнаружилась на месте кольцевого сварного шва.

Аналогичный случай произошел в 2004 г. на МГ Ухта-Торжок на участке изменения

рельефа местности. Очагом разрушения явилась кольцевая трещина шириной 285 мм [5].

Вид разрушения характеризовался хрупким изломом и вязким доломом.

Данную статистику можно дополнить еще шестью авариями (из них пять более

ранние) по причине пКРН (№1-6 в Таблице 1.1). По результатам работы комиссий по

расследованию причин аварий на нитках газопроводного коридора через р. Кама в 1990-

2003 гг. установлено, что основными причинами аварий явились сверхнормативные

изгибные напряжения в стенке трубопровода, вызванные оползневыми процессами.

Отмечается неудовлетворительное состояние изоляционного покрытия трубы, что в

сочетании с длительным воздействием сверхнормативных нагрузок привели к

зарождению и развитию процессов КРН [125]. По данным [125], 5 и 8 нитки

разрушившихся газопроводов были сооружены из труб по ТУ 20-28-40-48-56-79, ТУ 14-3-

995-81 (сталь марок Х60, Х70) с толщиной стенки 15,7 мм. Очагом разрушения на МГ

Уренгой – Центр II DN 1420 мм (5 нитка перехода) явилось место пересечения

образованной в процессе эксплуатации гофры на теле трубы с заводским продольным

швом. При этом для данного разрушения трубопровода отмечается косвенное влияние

оползневых процессов, а в качестве основной причины разрушения называется

непроектное заложение трубопровода и цикличное влияние осевых нагрузок.

В ООО «Газпром трансгаз Уфа» из 11 произошедших отказов на МГ диаметром

1420 мм, 7 были связаны с ОХГ [85,111,126]. В 1998 году за три месяца произошло шесть

аварий на МГ DN 1420 мм, пять из которых были по причине КРН, из них три по причине

пКРН. Все аварии произошли на сильно пересеченных участках трассы переменной

смачиваемости с пленочным изоляционным покрытием трассового нанесения при

отступлении от проектных решений. Разрушенные элементы газопровода были

производства Харцызского завода и импортной поставки с толщиной стенки 15,7-16,5 мм

[85].

 12

Таблица 1.1 – Характеристики аварий на нитках газопроводного коридора через р. Кама

1990-2003 гг. [125]

№ Дата аварии Объект Причины (комментарий)

МГ Ямбург – Западная Раскрытие кольцевого сварного стыка

1 13.04.1990 граница DN 1420 мм из-за наличия внутренних дефектов

(8 нитка перехода) сварки

МГ Ямбург – Западная

Трещина по кольцевому сварному

2 23.04.1990 граница DN 1420 мм

стыку

(8 нитка перехода)

МГ Ямбург – Западная

Трещина по кольцевому сварному

3 13.04.1990 граница DN 1420 мм

стыку

(9 нитка перехода)

МГ Ямбург – Елец II Трещина, зародившаяся от

4 19.04.1990 DN 1420 мм механического повреждения на теле

(7 нитка перехода) трубы пересекающего продольный шов

МГ Ямбург – Елец I DN Раскрытие кольцевого сварного стыка

5 1420 мм из-за наличия внутренних дефектов

18.04.1995

(6 нитка перехода) сварки

МГ Ямбург – Елец II Кольцевые трещины в основном

6 17.04.1999 DN 1420 мм металле трубы глубиной от 1 до 4 мм на

(8 нитка перехода) 3-7 часах по условному циферблату

Гофра протяженностью 1900 мм и

МГ Уренгой – Центр II максимальной высотой 80 мм. Очаг

7 03.02.2003 DN 1420 мм разрушения находился в месте

(5 нитка перехода) пересечения гофры с заводским

продольным швом.

Трещины пКРН в основном обнаруживаются на 5-7 ч по условному циферблату

часов, т.е. на нижней образующей трубы (ОХГ). Анализ проведенных внутритрубных

обследований на МГ ООО «Газпром трансгаз Уфа» показывает появление трещин пКРН

на ОХГ с различным радиусом кривизны. На Рисунке 1.1 представлена масштабная схема

ОХГ 1420х15,7 мм с углом поворота 4 и радиусом кривизны 68 м. Поперечные трещины

с глубиной до 20 % обнаружены на нижней (растянутой) образующей ОХГ, а с

противоположной стороны (примерно на 12 ч) обнаружены гофры. Аналогичные

поперечные трещины были обнаружены еще на 4 ОХГ (Таблица 1.2). Примечательным

является тот факт, что трещины пКРН обнаружены на ОХГ с радиусом кривизны более 60

м, что говорит о высоком уровне продольных напряжений не только в стенке ОХГ, но и на

прилегающих к ОХГ участках, через которые продольные силы «растягивают» отводы.

Дефектные ОХГ, в общей конструкции криволинейных участков, были расположены

ближе к середине и выполнены выпуклостью вниз. В первом приближении это говорит о

 13

наибольшей продольной деформации, приходящейся на данные ОХГ, при общей осадке

середины криволинейного участка вниз.

Поперечные

Гофры Поперечные

трещины

трещины

Рисунок 1.1 – Поперечные трещины на ОХГ (данные ВТД)

Анализ данных ВТД также показывает, что нарушение геометрии трубы в виде

гофр характерно именно для ОХГ. Результаты ВТД для двух участков МГ большого

диаметра показывают наличие гофр на ОХГ с радиусом кривизны более 60 м (Таблица

1.2). Причиной образования гофр может быть несоответствие технологии гибки

установленным нормам, а также ненормативный уровень продольных сжимающих

напряжений в процессе эксплуатации [2,37]. Согласно [37] высота гофр не должна

превышать толщину стенки трубы и не должна быть более 10 мм. Поэтому причиной

образования гофр высотой более 10 мм вероятнее всего является уровень продольных

напряжений. Авторами работы [2] по результатам экспериментальных и теоретических

исследований для трубопроводов больших диаметров была получена зависимость для

критических напряжений , при которых образуются гофры. Величина близка к

значению предела текучести трубной стали.

Примеры аварийных случаев показывают преобладание трещин пКРН в точках с

максимальной кривизной участка с растянутой стороны трубы. Один из аварийных

случаев произошел в 2006 г. на МГ Челябинск – Петровск DN 1400 на 267 км (Рисунок

1.2). Разрушение произошло у границы сварного шва без стадии медленного роста

трещины [116].

Общий вид разрушения Излом кольцевого сварного шва

Рисунок 1.2 – Аварийное разрушение участка МГ Челябинск – Петровск DN 1400

на 267 км [116]

 14

Таблица 1.2 – Характеристики выявленных дефектов на ОХГ

Характеристики ОХГ с выявленными трещинами пКРН

№ ОХГ Длина, м Угол, град Радиус кривизны, м

1 11,8 4 68

2 9,4 2 96

3 11,6 4 76

4 11,7 3 86

5 11,6 4 81

Характеристики ОХГ с выявленными гофрами на трубопроводе DN1200 мм

№ Радиус Высота Длина

Длина, м Dх , мм Угол, град

ОХГ кривизны, м гофр, мм волны, мм

1 11,6 1220х12,0 5 88 13 230

2 11,4 1220х14,3 5 76 15 235

3 11,1 1220х15,4 4 87 17 403

4 11,4 1220х15,4 5 86 15 236

5 11,2 1220х12,0 4 95 19 236

6 11,5 1220х12,0 4 88 19 259

7 11,3 1220х14,3 3 143 14 281

Характеристики ОХГ с выявленными гофрами на трубопроводе DN1400 мм

1 11,6 1420х16,5 3 116 14 322

14 225

2 11,5 1420х16,5 4 101

14 254

3 11,7 1420х16,5 4 112 14 311

4 11,1 1420х16,5 3 87 20 266

5 11,5 1420х16,5 3 128 14 297

Известно, что аварии на криволинейных участках трассы происходят также на

нефтепроводах. Авторами [2] представлена оценка НДС аварийного участка

нефтепровода, выполненного горизонтальным поворотом в 36˚ отводами холодного

гнутья с радиусом кривизны 60 м и наружным диаметром 1220 мм. По причине высоких

продольно-изгибных напряжений – выше предела текучести стали трубы, возникли гофра

с вогнутой стороны горизонтального поворота и локальная пластическая деформация

стенки трубы [2].

В соответствии с «Типовым техническим заданием на проведение работ по

внутритрубной диагностике на объектах линейной части газопроводов ПАО «Газпром»,

ПОУ называется зона упругопластического изгиба, которая задается областью трубы,

имеющей радиус кривизны менее 1000 Dн не включающей в себя сегментные отводы,

ОХГ и отводы в заводском исполнении. По оцененному радиусу кривизны ПОУ

классифицируются на следующие категории:

- участки категории (а) с радиусом кривизны менее 250·Dн (где Dн – внешний

диаметр трубы);

 15

- участки категории (b) с радиусом кривизны от 250·Dн до 500·Dн;

- участки категории (c) с радиусом кривизны от 500·Dн до 1000·Dн.

Участки категории (а) характеризуются высокими изгибными напряжениями (выше

предела текучести трубной стали) и требуют немедленного обследования в шурфах с

последующим устранением до начала ближайшего сезона таяния или промерзания грунта.

Участки категории (b) и (с) характеризуются величиной изгибных напряжений менее

предела текучести трубной стали, и при отсутствии дефектов по данным ВТД,

осуществляется дальнейший мониторинг участков. При наличии дефектов типа аномалий

кольцевых сварных швов, вмятин, гофр, трещин любой ориентации, поперечно

ориентированных и обширных дефектов потери металла, выявленных по результатам

ВТД, для участков категории (b) необходимо провести обследование в шурфах до

ближайшего сезона таяния или промерзания грунта.

Специалисты ОАО «Оргэнергогаз» на основе проведенного статистического

анализа состава дефектов ЛЧ МГ, обнаруженных при ВТД (по данным на 2014 г.),

указывают на большое число коррозионных дефектов – 71,3 % от общего числа всех

обнаруженных дефектов. При этом отмечается низкая выявляемость дефектов КРН [24].

На основе 10-летней внутритрубной инспекции МГ диаметром Dн = 530-1420 мм в

четырех регионах Российской Федерации (Западная Сибирь, Урал, Поволжье,

Центральный регион) представлены данные о коррозионных дефектах и КРН [23]. В

статистической выборке участвовало около 17 млн. труб и 2 млн. различного типа

дефектов, из которых 4,2 тыс. – это дефекты КРН. При исследовании взаимосвязи наличия

дефектов КРН и дефектов коррозии выяснилось, что на длине трубы в полосе 1 часа от

дефекта КРН присутствует коррозия только на 10 % труб, при условной локализации по

длине трубы до 1 м, коррозия встречается только на 4 % труб. Глубокие дефекты общей и

местной коррозии на трубах с дефектами КРН встречаются редко. В [23] указывается на

аномальное число дефектов КРН на переходах через реки, заболоченные участки, в

поймах рек, на перепадах высот в регионах Западной Сибири и Урала. Но, как известно,

такие участки также характеризуются дефектами общей коррозии и возможным

повышением уровня НДС в стенке трубы в силу различных факторов. Причины, по

которым происходит повышение напряжения из-за потери проектного положения, на

примере газопроводов центрального коридора ЕСГ (участок Ямбург – Ныда), отражены в

[114]. Территория прохождения трасс газопроводов данного участка отличается

сложными природно-климатическими, гидрологическими и инженерно-геологическими

условиями. Срок эксплуатации девяти ниток участка на 2003 г. составлял от 14 до 19 лет.

Авторы выделяют следующие типовые участки, потерявшие проектное положение:

 16

- всплывшие и плавающие участки;

- участки, подверженные сезонному пучению;

- участки, потерявшие устойчивость с образованием арок;

- участки на склонах, размытые временными водотоками;

- оголённые участки на переходах через водные преграды.

Участок на 20 км МГ Ямбург-Елец 1 на момент начала наблюдений (2000 г.) был

выпучен с длиной пучения 80 м и имел максимальные изгибные напряжения в стенке

трубы на уровне 38 МПа. В последующие годы наблюдений происходило

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Закирьянов Марс Васильевич, 2020 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 Адаменко, С.В. Ресурсные возможности труб магистральных газопроводов после

продолжительной эксплуатации / С.В. Адаменко, С.В. Романцов, В.В. Зорин // Газовая

промышленность. – 2012. – №10 – с.22-25.

2 Азметов, Х.А. Прочность и устойчивость подземных трубопроводов / Х.А. Азметов,

И.А. Матлашов, А.Г. Гумеров. – СПб.: ООО «Недра», 2005. – 248 с.

3 Айнбиндер, А.Б., Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость/

А.Б. Айнбиндер, А.Г. Камерштейн. – М.: Недра, 1978. – 217 с.

4 Александров, Ю. В. Выявление факторов, инициирующих развитие разрушений

магистральных газопроводов по причине КРН/ Ю.В. Александров// Практика

противокоррозионной защиты. – 2011. – №1. – С. 22-26.

5 Александров, Ю.В. Напряженно-деформированное состояние газопровода, приводящее

к аварийному разрушению/ Ю.В. Александров, В.О. Соловей, М.М. Свирида и др. //

Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. – 2009. – №7. – с. 42-45.

6 Александров, Ю.В. Задачи мониторинга напряженно-деформированного состояния

газопроводов на потенциально опасных участках трассы по признакам КРН / Ю.В.

Александров, В.О. Соловей, М.М. Свирида и др.// Защита окружающей среды в

нефтегазовом комплексе. – 2009. – №7. – с. 46-51.

7 Алешин, В.В. Численный анализ прочности подземных трубопроводов / В.В. Алешин,

В.Е. Селезнев, Г.С. Клишин, В.В. Кобяков и др. – М.: Едиториал УРСС, 2003. – 320 с.

8 Алимов, С.В. Концепция диагностирования и ремонта магистральных газопроводов в

регионах с высокой предрасположенностью к стресс-коррозии/ С.В. Алимов, А.Б. Арабей,

И.В. Ряховских и др.// Газовая промышленность (спецвыпуск). – 2015. – с. 10-15.

9 Ангалев, А.М. Основные факторы риска аварии от дефектов коррозионного

растрескивания трубопроводов под напряжением/ А.М. Ангалев, Д.С. Бутусов, С.И.

Егоров и др. // Газовая промышленность. – 2014. – №2. – с. 34-38.

10 Аннин, Б.Д. Упругопластическая задача/ Б.Д. Аннин, Г.П. Черепанов. – Новосибирск:

Наука, 1983. – 239 с.

11 Арабей, А.Б. Коррозионное растрескивание под напряжением труб магистральных

газопроводов/ А.Б. Арабей, З. Кношински. – М.: Наука, 2006. – 105 с.

12 Арабей, А.Б. Исследование возможности длительной эксплуатации труб с

незначительными стресс-коррозионными повреждениями/ А.Б. Арабей, О.Н. Мелехин,

И.В. Ряховских и др. // Вести газовой науки. – 2016. – №3 (27) – с. 4-11.

 129

13 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.

14 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. – №

2 (100). – с.136-143.

15 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.

16 Биргер, И.А. Остаточные напряжения/ И.А. Биргер. – М.: «МАШГИЗ», 1963. – 233 с.

17 Биргер, И.А. Сопротивление материалов: учебное пособие/ И.А. Биргер, Р.Р.

Мавлютов. – М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1986. – 560 с.

18 Бирилло, И.Н. Оценка прочностного ресурса газопроводных труб с коррозионными

повреждениями/ И.Н. Бирилло, А.Я. Яковлев, Ю.А. Теплинский; под общей ред. Ю.А.

Быкова. – М.: Изд. ЦентрЛитНефтеГаз, 2008. – 168 с.

19 Брюзгин, Г.В. Об актуальности измерения углов ориентации оси трубопровода при

анализе напряженно-деформированного состояния опасных участков// Г.В. Брюзгин, В.В.

Алешкин, В.Б. Никишин и др. /Успехи современной науки. –2017. – т. 2 (№ 5). – с. 66-71.

20 Буров, В.Ю. Сопоставительный анализ основных метрологических параметров

внутритрубных снарядов-профилемеров/ В.Ю. Буров, А.А. Копичева, В.Б. Никишин

//Навигация и управление движением материалы докладов Х Юбилейной конференции

молодых ученых. – 2008. – с. 53-60.

21 Быков, Л.И. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов: учебн.

пособие/ Л.И. Быков, Ф.М. Мустафин, С.К. Рафиков, А.М. Нечваль и др. – СПб.: Недра,

2006. – 824 с.

22 Быкова, А.Е. Анализ участков газопроводов, подверженных коррозионному

растрескиванию под напряжением/ А.Е. Быкова, И.И. Велиюлин, А.Б. Коростелев и др. //

Технические науки - от теории к практике. – 2012. – № 6-2. – с. 7-12.

23 Варламов, Д.П. Прогнозирование рисков безопасной эксплуатации линейной части

магистральных газопроводов, склонных к коррозионному растрескиванию под

напряжением: дис. … д-ра техн. наук: 25.00.19/ Варламов Дмитрий Павлович. – М., 2014.

– 349 с.

 130

24 Васин, Е.С. Методы повышения эффективности ВТД МГ для совершенствования

системы планирования капитального ремонта/ Е.С. Васин, И.И. Велиюлин // Газовая

промышленность. – 2014. – Спец. выпуск. – с.18-22.

25 Великоднев, В.Я. Особенности формоизменения труб при изготовлении отводов

холодного гнутья большого диаметра / В.Я. Великоднев, С.В. Головин, А.С. Зандберг и

др. // Трубопроводный транспорт (теория и практика). – 2008. – №1 (13). – С. 12-20.

26 Великоднев, В.Я. Расчетный анализ деформационного состояния отводов холодного

гнутья в трубопроводе в процессе эксплуатации/ В.Я. Великоднев, Р.В. Унесихин // Сб.

докладов VI Междунар. науч. – техн. конф. «Газотранспортные системы: настоящее и

будущее» (GTS-2015). – М.: Газпром ВНИИГАЗ. – 2015. – с.141.

27 Велиюлин, И.И. Анализ эффективности диагностических и ремонтных работ на

линейной части магистральных газопроводов/ И.И. Велиюлин, А.Д. Решетников, Д.И.

Ремизов и др. // Газовая промышленность (приложение). – 2011. – №12. – с. 30-32.

28 Велиюлин, И.И. Исследование развития стресс-коррозионных трещин/ И.И. Велиюлин,

А.Е. Зорин, П.А. Колотовский// Территория Нефтегаз. – 2010. – №5 – с. 24-25.

29 Володин, П.А. Исследование трещиностойкости трубных сталей от уровня

предварительной пластической деформации/ П.А. Володин, О.В. Володина, Г.Х.

Мурзаханов// Сборник материалов XXIII международного симпозиума им. А.Г. Горшкова

«Динамические и технологические проблемы механики конструкций и сплошных сред». –

2017. – с. 105-110.

30 Газпром в цифрах 2013-2017. Справочник [Электронный ресурс]. – 98 с. – Режим

доступа http://www.gazprom.ru/f/posts/57/287721/gazprom-in-figures-2013-2017-ru.pdf.

31 Галиуллин, З.Т. Современные тенденции развития транспорта природного газа/ З.Т.

Галиуллин// Газовая промышленность. – 1973. – №8. – с. 8-10.

32 Гареев, А.Г. Прогнозирование коррозионно-механических разрушений магистральных

трубопроводов/ А.Г. Гареев, И.А. Иванов, И.Г. Абдуллин. – М.: ИРЦ «Газпром», 1997. –

170 с.

33 Гареев, А. Г. Особенности разрушения материалов нефтегазопроводов/ А. Г. Гареев, М.

А. Худяков, И. Г. Абдулин и др. – Уфа: Гилем, 2006. – 156 с.

34 Гареева, О.А. Моделирование коррозионного растрескивания магистральных

газопроводов/ О.А. Гареева, М.А. Худяков, П.В. Климов и др. //Проблемы сбора,

подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2010. – №1(79) – с.87-92

35 Гаррис, Н. А. Новый подход к решению проблемы стресс-коррозии на трубопроводах

большого диаметра/ Н. А. Гаррис, Г. Р. Аскаров // Нефтегазовое дело. – 2004. – № 2. – с.

137-142.

 131

36 ГОСТ 23207-78. Сопротивление усталости. Основные термины, определения и

обозначения. – М.: Издательство стандартов, 1981. – 34 с.

37 ГОСТ 24950-81. Отводы гнутые и вставки кривые на поворотах линейной части

магистральных трубопроводов. Технические условия. – М.: Издательство стандартов,

1982. – 20 с.

38 ГОСТ Р 56091-2014 Техническое расследование и учет аварий и инцидентов на

объектах Единой и региональных систем газоснабжения. – М.: ФГУП «Стандартинформ»,

2014. – 39 с.

39 ГОСТ Р 55989-2014. Магистральные газопроводы. Нормы проектирования на давление

свыше 10 МПа. Основные требования. – М.: ФГУП «Стандартинформ», 2015. – 101 с.

40 Гузь, А.Н. Механика хрупкого разрушения с начальными напряжениями/ А.Н. Гузь. –

Киев: Наук. Думка, 1983. – 295 с.

41 Гумеров, А.Г. Безопасность длительно эксплуатируемых магистральных

нефтепроводов/ А.Г. Гумеров, Р.С. Гумеров, К.М. Гумеров. – М.: ООО «Недра-

Бизнесцентр», 2003. – 310 с.

42 Гумеров, А.Г. Дефектность труб нефтепроводов и методы их ремонта/ А.Г. Гумеров,

К.М. Ямалеев, Р.С. Гумеров, Х.А. Азметов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1998. – 252

с.

43 Давиденков, Н.Н. Избранные труды: Том 2. Механические свойства материалов и

методы измерений деформаций/ Н.Н. Давиденков. – Киев: Наук. думка, 1981. – 656 с.

44 Димов, Л.А. Магистральные трубопроводы в условиях болот и обводненной

местности/ Л.А. Димов, Е.М. Богушевская. – М.: Издательство «Горная книга»,

Издательство Московского государственного горного университета, 2010. – 392 с.

45 Докутович, А.Б. О возможности прогнозирования различных видов стресс-

коррозионных повреждений магистральных газопроводов ПАО «Газпром»/ А.Б.

Докутович, С.В. Коваленко, А.Н. Кузнецов и др. // Вести газовой науки. – 2016. – №3 (27).

– с. 64-78.

46 Ежегодные отчеты о деятельности Федеральной службы по экологическому,

технологическому и атомному надзору [Электронный ресурс]. – Режим доступа

http://www.gosnadzor.ru/public/annual_reports.

47 Есиев, Т.С. Анализ влияния холодной пластической деформации, возникающей в

процессе изготовления, на механические свойства основного металла и металла сварных

соединений отводов холодного гнутья из спиральношовных труб/ Т.С. Есиев, К.А.

Войдер, М.Г. Глухов// Научно-технический сборник Вести газовой науки. – 2014. – №1

(17). – с. 98-104.

 132

48 Зайнуллин, Р.С. Обеспечение работоспособности нефтепроводов и сосудов давления:

Сборник научных статей/ Р.С. Зайнуллин. – Уфа: ИПТЭР, МНТЦ «БЭСТС», 1999. – 110 с.

49 Закирьянов, М.В. Аварийность магистральных газопроводов (МГ) в Российской

Федерации (РФ), США и Европейском союзе (ЕС)/М.В. Закирьянов//Наукоемкие

технологии в решении проблем нефтегазового комплекса. Материалы Международной

молодежной научной конференции. – Уфа, 2016. – с. 93-97.

50 Закирьянов, М.В. Методика оценки предельного внутреннего давления на участке

газопровода с коррозионным дефектом/ М.В. Закирьянов// Трубопроводный транспорт –

2013: Материалы IX Международной учебно-научно-практической конференции. – Уфа,

2013. – с. 62-64.

51 Закирьянов, М.В. Коррозионные дефекты газопроводов: моделирование и оценка

опасности/ М.В. Закирьянов, Г.Е. Коробков // Транспорт и хранение нефтепродуктов и

углеводородного сырья. – 2016. – №4. – с. 33-38.

52 Захаров, М.Н. Прочность сосудов и трубопроводов с дефектами стенок в нефтегазовых

производствах/ М.Н. Захаров, В.А. Лукьянов. – М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти

и газа им. И.М. Губкина, 2000. – 216 с.

53 Зверьков, Б.В. Расчет и конструирование трубопроводов: справочное пособие/ Б.В.

Зверьков, Д.Л. Костовецкий, Ш.Н. Кац, К.И. Бояджи. – СПб.: Машиностроение. Ленингр.

отд-ние, 1979. – 246 с.

54 Инструкция по определению фактического напряженно-деформированного состояния

по данным геодезической съемки участков газопроводов, расположенных на территориях

с опасными геодинамическими процессами, и оценки их работоспособности [Текст]: утв.

генеральным директором ООО «ВНИИГАЗ». – М., 2003. – 37 с.

55 Инструкция по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и

диагностировании магистральных газопроводов [Текст]: утв. Заместителем Председателя

Правления ОАО «Газпром» 05.09.2013. – М., 2013. – IV, 117 с.

56 Инструкция по холодному гнутью труб нефтепроводов диаметром 720-1020 мм на

станках моделей ГТ1021, ГТ1022. – Утв. первым вице-президентом АО "ВНИИСТ", 2001.

– 26 с.

57 Ито, Ю. Справочник по коэффициентам интенсивности напряжений: в 2-х томах. Т.1/

Ю. Ито, Ю. Мураками, Н. Хасебэ и др.; пер. с англ. – М.: Мир, 1990. – 448 с.

58 Камерштейн, А.Г. Расчет трубопроводов на прочность. Справочная книга/ А.Г.

Камерштейн, В.В. Рождественский, М.Н. Ручимский. – Изд. второе, перераб. и доп. – М.:

Недра, 1969. – 442 с.

 133

59 Каплун, А.Б. ANSYS в руках инженера. Практическое руководство/ А.Б. Каплун, Е.М.

Морозов, М.А. Олферьева. – М.: Едиториал УРСС, 2003. – 272 с.

60 Климов, П.В. Проявление КРН на газопроводах Республики Казахстан/ П.В. Климов //

Нефтегазовое дело. – 2006. – № 2 – с.1-6.

61 Климов, П.В. Оценка опасности эксплуатации газопровода «Средняя Азия – Центр» с

поверхностными дефектами эллиптического типа методом конечных элементов/ П.В.

Климов, Н.К. Бердин, М.А. Худяков и др. // Нефтегазовое дело. – 2006. – № 2 – с.1-11.

62 Кношински, З. Опыт эксплуатации и технической диагностики транспортных

трубопроводов с повреждениями КРН/ З. Кношински, М. Томза М., В. Шютц//Материалы

отраслевого совещания «Опыт эксплуатации и технической диагностики МГ с дефектами

КРН. – М.: ООО ИРЦ «Газпром», 2002. – с. 61-85.

63 Котречко, С.А. Влияние длительной эксплуатации на вязкость трубной стали 17ГС/

С.А. Котречко, А.Я. Красовский, Ю.Я. Мешков и др. // Проблемы прочности. – 2002. –

№6. – с. 21-30.

64 Кроха, В.А. Кривые упрочнения металлов при холодной деформации/ В.А. Кроха. – М.:

Машиностроение, 1968. – 131 с.

65 Купершляк-Юзефович, Г.М. Определение давления разрушения газопровода/ Г.М.

Купершляк-Юзефович// Трубопроводный транспорт: теория и практика. – 2011. – № 4

(26) – с. 10-13.

66 Маклин, Д. Механические свойства металлов/ Д. Маклин. – М.: Металлургия, 1965. –

432 с.

67 Масалимов, Р.Б. Напряженно-деформированное состояние и устойчивость кривых

вставок надземных и подземных участков трубопровода: дис. … канд. техн. наук:

25.00.19/ Масалимов Радик Биктемирович. – Уфа, 2016. – 158 с.

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 и др. // Транспорт и хранение

нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2017. – №6. – с. 50-57.

69 Матвиенко, Ю.Г. Модели и критерии механики разрушения/ Ю.Г. Матвиенко. – М.:

ФИЗМАТЛИТ, 2006. – 328 с.

70 Махутов, Н.А. Деформационные критерии разрушения и расчет элементов

конструкций на прочность/ Н.А. Махутов. – М.: Машиностроение, 1981. – 272 с.

71 Морозов, Е.М. ANSYS в руках инженера: механика разрушения/ Е.М. Морозов, А.Ю.

Муйземнек, А.С. Шадский. – Изд. 2-е, испр. – М.: ЛЕНАНД, 2010. – 456 с.

 134

72 Морозов, Е.М. Метод конечных элементов в механике разрушения/ Е.М. Морозов, Г.П.

Никишов. – М.: Наука. Главная редакция физико-математической литературы, 1980. – 256

с.

73 Мошнин, Е.Н. Гибка и правка на ротационных машинах. Технология и оборудование/

Е.Н. Мошнин. – Изд. 2-е перераб. и доп. – М.: Машиностроение. – 1967. – 272 с.

74 Мошнин, Е.Н. Гибочные и правильные машины/ Е.Н. Мошнин. – М.: Машгиз. – 1956.

– 252 с.

75 Мустаев, А.Г. Об измерении напряженно-деформированного состояния участка

газопровода в трассовых условиях/ А.Г. Мустаев // Проблемы и методы обеспечения

надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: Материалы

научно-практической конференции 23 мая 2012 г. – Уфа, 2012. – с. 209-217.

76 Окопный, Ю.А. Механика материалов и конструкций: Учебник для вузов/ Ю.А.

Окопный, В.П. Радин, В.П. Чирков. – М.: Машиностроение, 2001. – 408 с.

77 ОСТ – 23.040.00 – КТН – 574 – 06. Стандарт отрасли. Нефтепроводы магистральные.

Определение прочности и долговечности труб и сварных соединений с дефектами. – М.,

2006. – 130 с.

78 Отчет внутритрубного диагностирования газопровода Уренгой-Новопсков. –

Березовский: ЗАО НПО «Внутритрубная диагностика», 2017. – 1003 с.

79 Отчёт о внутритрубной дефектоскопии газопровода Поляна-КСПХГ. –Березовский:

ЗАО НПО «Спецнефтегаз», 2010. – 595 с.

80 Отчёт о внутритрубной дефектоскопии газопровода Поляна-КСПХГ. – Березовский:

ЗАО НПО «Спецнефтегаз», 2013. – 615 с.

81 Отчет по результатам внутритрубной диагностики участка МГ Поляна-КСПХГ

комплексом КВД 1000. – Саратов: ЗАО «Газприборавтоматикасервис», 2014. – 568 с.

82 Панасюк, В.В. Механика квазихрупкого разрушения материалов/В.В. Панасюк. – Киев:

Наук. Думка, 1991. – 416 с.

83 Партон, В.З. Механика упругопластического разрушения/ В.З. Партон, Е.М. Морозов. –

2-е изд., перераб. и доп. – М.: Наука. Главная редакция физико-математической

литературы, 1985. – 504 с.

84 Пат. 2602327 Российская Федерация, МПК 7F16L1/00. Способ определения

потенциально опасных участков трубопровода с непроектным уровнем напряженно-

деформированного состояния [Текст] / Р.Р. Усманов, М.В. Чучкалов, Р.М. Аскаров и др.;

заявитель и патентообладатель ООО «Газпром трансгаз Уфа». – № 2015112903/06; заявл.

08.04.2015; опубл. 20.11.2016, Бюл. № 32.

 135

85 Пашин, С.Т. Диагностика и ремонт магистральных газопроводов без остановки

транспорта газа/ С.Т. Пашин, Р.Р. Усманов, М.В. Чучкалов, Р.М. Аскаров. – М.: ООО

«Газпром экспо», 2010. – 236 с.

8 Пашков, Ю.И. Остаточные сварочные напряжения и пути снижения стресс-

коррозионных разрушений магистральных газопроводов/ Ю.И. Пашков, М.А. Иванов, Р.Г.

Губайдулин//Вестник ЮУрГУ. – № 15. – 2012. – с 28-30.

87 Плювинаж, Г. Механика упругопластического разрушения/ Г. Плювинаж. – Пер. с

франц. – М.: Мир, 1993. – 450 с.

88 Р 526-84. Рекомендации по определению гибкости и напряженного состояния

криволинейных участков трубопроводов [Текст]: Утв. ВНИИСТом 09.12.1983. – М., 1983.

– 15 с.

89 Р Газпром 2-2.3-646-2012. Применение данных исполнительной съемки «как

построено» для оценки качества и технического состояния магистральных газопроводов

на этапе строительства и идентификации потенциально опасных участков в начальный

период эксплуатации. – Введ. 2013-01-28. – М.: ООО «Газпром экспо», 2013. – V, 33 с.

90 Р Газпром 2-2.3-691-2013. Методика формирования программ технического

диагностирования и ремонта объектов линейной части магистральных газопроводов ЕСГ

ОАО «Газпром». – Введ. 2012-06-29. – М.: ООО «Газпром экспо», 2014. – 111 с.

91 Р Газпром 9.4-030-2014. Методика оценки прочности технологических трубопроводов

компрессорных станций со стресс-коррозионными дефектами. – Введ. с 26.09.2016 по

17.06.2017. – СПб.: ООО «Газпром экспо», 2017. – 51 с.

92 Работнов, Ю.Н. Механика деформируемого твердого тела. – Учеб. пособие для вузов/

Ю.Н. Работнов. – 2-е изд., испр. – М.: Наука. Гл. ред. Физ.-мат. лит.,1988. – 712 с.

93 Рекомендации по оценке прочности и устойчивости эксплуатируемых МГ и

трубопроводов КС [Текст]: утв. начальником Департамента по транспортировке,

подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром» 24.11.2006. – М., 2006. – 59

с.

94 Ржаницын, А.Р. Расчет сооружений с учетом пластических свойств материалов/ А.Р.

Ржаницын. – Изд. 2-е перераб. и доп. – М.: Государственное издательство литературы по

строительству и архитектуре. – 1954. – 289 с.

95 Рудаченко, А.В. Исследования напряженно-деформированного состояния

трубопроводов: учебное пособие/ А.В. Рудаченко, А.Л. Саруев. – Томск: Издательство

Томского политехнического университета, 2011. – 136 с.

96 Самуль, В.И. Основы теории упругости и пластичности: Учеб. пособие для студентов

вузов/ В.И. Самуль. – 2-е изд., перераб. – М.: Высш. школа, 1982. – 264 с.

 136

97 Селезнев, В.Е. Численный анализ пожарной опасности магистральных газопроводов/

В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, Г.С. Клишин, С.В. Фотин. – М.: Едиториал УРСС, 2004. –

328 с.

98 Смирнов-Аляев, Г.А. Сопротивление материалов пластическому деформированию.

Инженерные методы расчета операций пластической обработки метериалов/ Г.А.

Смирнов-Аляев. – Изд. 2-е перераб. и доп. – М.: Машгиз. – 1961. – 462 с.

99 СП 36.13330.2012. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85* Магистральные

трубопроводы. – М.: Госстрой, ФАУ «ФЦС», 2013. – 97 с.

100 СП 86.13330.2012. Актуализированная редакция СНиП III-42-80* Магистральные

трубопроводы. – М.: Минстрой России, 2014. – 182 с.

101 Спиридович, Е.А. Повышение надежности магистральных газопроводов в условиях

коррозионного растрескивания под напряжением: дис. … д-ра. техн. наук: 25.00.19/

Спиридович Евгений Апполинарьевич. – М., 2014. – 422 с.

102 Стеклов, О.И. Оценка уровня пороговых напряжений коррозионного растрескивания в

системе магистральных газопроводов/ О.И. Стеклов, Д.П. Варламов// Трубопроводный

транспорт: теория и практика. – 2012. – №3 (31). – с. 4-9.

103 СТО Газпром 2-2.3-112-2007. Методические указания по оценке работоспособности

участков магистральных газопроводов с коррозионными дефектами. – Введ. 2006-12-26.–

М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. – 134 с.

104 СТО Газпром 2-2.3-173-2007. Инструкция по комплексному обследованию и

диагностике магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию

под напряжением. – Введ. 2008-01-31. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. – IV, 42 с.

105 СТО Газпром 2-3.5-1076-2016. Инструкция по изготовлению отводов холодного

гнутья в заводских и трассовых условиях. – Введ. 2016-10-03. – М.: ООО «Газпром

экспо», 2018. – VI, 66 с.

106 СТО Газпром 2-3.5-252-2008. Методика продления срока безопасной эксплуатации

магистральных газопроводов ОАО «Газпром». – Введ. 2009-04-15. – М.: ООО «Газпром

экспо», 2009. – VI, 99 с.

107 СТО Газпром 2-2.1-249-2008. Магистральные газопроводы. – Введ. 2009-01-12. – М.:

ООО «ИРЦ Газпром», 2008. – VI, 151 с.

108 СТО Газпром 2-4.1-713-2013. Технические требования к трубам и соединительным

деталям. – Введ. 2013-02-11. – М.: ООО «Газпром экспо», 2014. – V, 146 с.

109 Судзуки, Н. Применение труб с высокой деформационной способностью при

изготовлении методом холодного изгиба криволинейных отводов с большим углом/ Н.

 137

Судзуки, Т. Аракава, Т. Ямаура и др. // Газовая промышленность (спецвыпуск). – 2017. –

№4 (762). – с. 66-71.

110 Тагиров, М.Б. Выявление потенциально опасных участков магистральных

газопроводов с точки зрения напряженно-деформированного состояния/ М.Б. Тагиров,

Р.М. Аскаров // Трубопроводный транспорт – 2015: Материалы Х Международной

учебно-научно-практической конференции. – Уфа, 2015. – с. 316-317.

111 Тагиров, М.Б. Исследование напряженно-деформированного состояния потенциально

опасного участка магистрального газопровода/ М.Б. Тагиров, Ф.М. Мустафин, Р.М.

Аскаров, Т.А. Бакиев // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. –

2017. – №2. – с. 9-14.

112 ТУ 146930-08-01297858-05. Кривые холодной гибки из стальных электросварных

спиральношовных труб для нефтегазопроводов [Текст]: Утв. Президентом ОАО ВНИИСТ.

– М., 2005. – 9 с.

113 Усманов, Р.Р. Разработка технологии выявления и ремонта потенциально опасных

участков газопроводов по признаку поперечного коррозионного растрескивания под

напряжением/ Р.Р. Усманов, М.В. Чучкалов, Р.М. Аскаров. // Территория Нефтегаз. – 2014

– №12. – с. 74-77.

114 Харионовский, В.В. Анализ технического состояния газопроводов на участке Ямбург-

Ныда/ В.В. Харионовский, Д.И. Ремизов, О.Н. Попов// Газовая промышленность. – 2006. –

№1. – с. 34-38.

115 Чернышев, Г.Н. Остаточные напряжения в деформируемых твердых телах/ Г.Н.

Чернышев, А.Л. Попов, В.М. Козицев, И.И. Пономарев. – М.: Наука. Физматлит, 1996. –

204 с.

116 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.

117 Чучкалов, М.В. Совершенствование методов оценки безопасности эксплуатации

оборудования оболочкового типа в системе магистрального транспорта газа (на примере

ООО "Баштрансгаз"): дис. … канд. техн. наук: 05.26.03/ Чучкалов Михаил Владимирович.

– Уфа, 2007. – 139 с.

118 Шабалов, В.И. Исследование напряженно-деформированного состояния отводов с

уменьшенным радиусом изгиба из труб с повышенной деформационной способностью/

В.И. Шабалов, В.Я. Великоднев, Г.Х. Мурзаханов и др. // Управление качеством в

нефтегазовом комплексе. – 2017. №3/4 – с. 96-99.

 138

119 Шабалов, И.П. Предельные состояния отводов холодного гнутья из труб с высокой

деформационной способностью/ И.П. Шабалов, В.Я. Великоднев, В.С. Каленский// Сб.

докладов VI Междунар. науч. – техн. конф. «Газотранспортные системы: настоящее и

будущее» (GTS-2015). – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2015. – с.140.

120 Шабалов, И.П. Математическое моделирование формовки отводов холодного гнутья,

оптимизация технологического процесса, анализ предельных состояний/ И.П. Шабалов,

В.Я. Великоднев, И.С. Котова и др. // Сборник трудов XXIII международной научно-

технической конференции в г. Севастополе 12-18 сентября 2016 г. – Донецк: МСМ. –2016.

– т. 2. – 197 с.

121 Шабалов, И.П. Расчетное и металловедческое обоснование высокой надежности

отводов холодного гнутья с увеличенным углом изгиба, получаемых из труб с

повышенной деформационной способностью (для зон АТР) / И.П. Шабалов, В.Я.

Великоднев, С.Ю. Настич и др. // Сб. докладов VI Междунар. науч. – техн. конф.

«Газотранспортные системы: настоящее и будущее» (GTS-2015). – М.: Газпром

ВНИИГАЗ, 2015. – с.101.

122 Шабалов, И.П. Изменение свойств труб класса прочности К60 с повышенной

деформационной способностью при изготовлении отводов холодного гнутья/ И.П.

Шабалов, В.Я. Великоднев, С.Ю. Настич и др. // Инновации и импортозамещение в

трубной промышленности (Трубы-2016): Труды XXII Международной научно-

практической конференции, 2016. – с. 42-52.

123 Шабалов, И.П. Применение концепции Digital twin для трубной продукции на

примере отвода холодного гнутья в условиях строительства современных магистральных

газопроводов/ И.П. Шабалов, В.Я. Великоднев, С.Ю. Настич и др. // Газовая

промышленность. – 2017. – №12 (761) – с. 62-69.

124 Шаммазов, А.М. Расчет и обеспечение прочности трубопроводов в сложных

инженерно-геологических условиях. Том 1. Численное моделирование напряженно-

деформированного состояния и устойчивости трубопроводов/ А.М. Шаммазов, Р.М.

Зарипов, В.А. Чичелов, Г.Е. Коробков. – М.: Интер, 2005. – 706 с.

125 Шаммазов, А.М. Расчет и обеспечение прочности трубопроводов в сложных

инженерно-геологических условиях. Том 2. Оценка и обеспечение прочности

трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях/ А.М. Шаммазов, Р.М.

Зарипов, В.А. Чичелов, Г.Е. Коробков. – М.: Интер, 2006. – 564 с.

126 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.

 139