автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.13, диссертация на тему:Методология расчетов технологических параметров выборочного ремонта нефтепроводов без остановки перекачки продукта

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

НЕФТИ И ГАЗА им. И.М. ГУБКИНА п _ А „

РГо ОД

- 6 СЕН ?плп

На правах рукописи УДК 622.692.4.004.67. "722"

ИВАНЦОВА СВЕТЛАНА ГЕОРГИЕВНА

МЕТОДОЛОГИЯ РАСЧЕТОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ВЫБОРОЧНОГО РЕМОНТА НЕФТЕПРОВОДОВ БЕЗ ОСТАНОВКИ ПЕРЕКАЧКИ ПРОДУКТА

Специальность 05.15.13 "Строительство п чксплуаташш нефтегазопроводов, баз н хранилищ"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва 2000 г.

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина.

Научный консультант Официальные оппоненты:

доктор технических наук профессор Березин В.Л.

доктор технических наук профессор Макаров Г.И. доктор технических наук профессор Галиуллин З.Т. доктор технических наук профессор Ясин Э.М.

Ведущее предприятие АО «Гипротрубопровод»

Защита состоится «<?3 » ./¿¿ЬЯ- 2000 г. в /5 в аудитории бог. на заседании диссертационного совета Д 053.27.02 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора технических наук по специальности 05.15.13 «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ» при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 117917, Москва, ГСП-1, Ленинский пр-т, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Автореферат разослан "£?/ ^уггЛР 2000

г.

Ученый секретарь диссертационного совета

к.т.н. доцент В.В. ОРЕХОВ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуалыюстьпроблсмы.

В рамках энергетической прсл-раммы России разработка мероприятий ю обеспечению безопасности и продлению срока службы магистральных [ефтепроводов входит в ряд первоочередных задач, стоящих перед пред-гриятиями нефтегазового комплекса.

Магистральный нефтепровод представляет собой сложную техниче-:кую систему с восстанавливаемыми элементами. Аварии являются следствием отказа одного из элементов и, как показывает анализ работы нефтепроводов, основное их количество (78%) приходится на линейные участки.

При прочих равных условиях эксплуатации со временем происходит I неизбежное снижение работоспособности линейной части трубопровода, связанное, в том числе, с изменением прочностных характеристик леталла стенки трубы. В этой связи проблема надежности магистральных тефтепроводов обострена тем, что значительная их часть (41%) имеет возраст, существенно превышающий запланированный срок амортизации (33 чода).

Традиционно эксплуатационная надежность линейных участков нефтепроводов обеспечивалась посредством проведения ремонтно-юсстановительных работ либо в планово-предупредительном порядке, шбо по результатам гидроиспытаний или внутритрубной диагностики. В ювременных условиях возможность реализации сплошного капитального ремонта с заменой труб ограничена прежде всего по экономическим при-тинам, а с учетом того, что, как показывают результаты диагностических обследований, распределение дефектов по длине трубопровода носит неравномерный характер, наиболее целесообразной мерой повышения экс-шуатационпой надежности нефтепроводов является выборочный ремонт га отдельных участков, при котором допускается возможность перекачки гродукта. Вместе с тем, применение такой технологии капитального ремонта увеличивает опасность разрушения длительно эксплуатируемой грубы особенно при наличии дефектов в ее стенке, что является сдерживающим фактором для широкого использования данного метода.

Реализация стратегии выборочного капитального ремонта магистральных нефтепроводов без остановки перекачки продукта требует создания теоретических методов и, на их основе, практических алгоритмов рас-жта безопасных параметров сложной геотехнической системы: «ремонти-эуемый нефтепровод - транспортируемый поток - грунт», что и является эбъектом исследований данной работы. Комплексное решение указанной проблемы создает теоретические основы для реализации крупной отраслевой задачи - обеспечения работоспособности и безопасности нефтепро-аодной системы в условиях ограниченных ресурсов и возрастающих тре-

бований к промышленной безопасности объектов нефтегазового комплекса, что, в совокупности, определяет актуальность представленных в работе результатов исследований.

Основные исследования в диссертационной работе выполнены в соответствии с Государственной научно-технической программой "Безопасность населения и народнохозяйственных объектов с учетом риска возникновения природных и техногенных аварий и катастроф" (ГНТП "Безопасность"), принятой распоряжением Совета Министров СССР, № 1 Шр от 12.07.90 г., по направлению "Безопасность сложных технических систем", с Межгосударственной научно-технической программой "Высоконадежный трубопроводный транспорт", утвержденной Правительствами Российской Федерации и Украины в 1993 г. и с "Программой технического перевооружения, реконструкции и капитального ремонта объектов магистральных нефтепроводов АК "Транснефть" на 1996-1998 гг., утвержденной Министерством топлива и энергетики 6.02.1996 г.

Цель работы.

Разработка методологии расчета безопасных технологических параметров выборочного ремонта магистральных нефтепроводов на основе оценки напряженно-деформированного состояния линейного участка, ремонтируемого без остановки перекачки продукта.

В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе решены следующие задачи:

• на основе системного анализа теории и практики эксплуатации трубопроводов, причин отказов и существующих технологий ремонта определены приоритетные направления совершенствования капитального ремонта линейной части магистральных нефтепроводов;

• разработана научно-обоснованная концепция выборочного ремонта магистральных нефтепроводов без остановки перекачки продукта, учитывающая действие рабочих и ремонтных нагрузок;

• разработаны теоретические основы оценки уровня напряжений в стенке выводимого в ремонт нефтепровода после длительной его эксплуатации, а именно:

- предложена методика определения накопившегося повреждения в теле трубы с учетом «деградации» (ухудшения свойств) металла, повторно-переменных нагрузок и коррозии;

- для выбора безопасной технологической схемы ремонта разработан метод расчета напряжений в стенке нефтепровода с учетом наличия в ней дефектов различного происхождения.

• создана модель расчета напряженно-деформированного состояния ремонтируемого без остановки перекачки продукта нефтепровода с

учетом технологических особенностей ремонта в различных геоклиматических условиях; " " -

• установлены функциональные зависимости, позволяющие количественно проанализировать взаимодействие неоднородного грунта с трубопроводом при различных режимах его подъема;

• на основе разработанных теоретических положений предложены принципы формирования безопасных технологических параметров капитального ремонта линейных участков магистральных нефтепроводов.

Научная новизна.

Разработана концепция выборочного капитального ремонта нефте-роводов без остановки перекачки продукта, реализуемая на основе опе-ативной модели расчета напряженно-деформированного состояния ли-ейного участка с учетом рабочих и специфических ремонтных воздейст-ий. В этой связи:

• разработан метод аналитической оценки уровня напряжений в стенке длительно эксплуатируемого нефтепровода с дефектами, позволяющий выявлять необходимость вывода его в капитальный ремонт и возможность восстановления трубы без остановки перекачки продукта;

• на основе исследования полной энергии системы "ремонтируемый нефтепровод - транспортируемый поток - грунт" предложена модель расчета напряженно-деформированного состояния линейного участка, учитывающая взаимодействия его граничных зон с неоднородным грунтом;

• теоретически обоснован метод определения безопасных технологических параметров выборочного ремонта магистральных нефтепроводов, реализуемого без остановки перекачки продукта.

На защиту выносятся:

• критерии формирования приоритетов вывода линейных участков магистральных нефтепроводов в капитальный ремонт на основе количественной оценки накопившегося повреждения в стенке трубы за предшествующий период эксплуатации;

• метод расчета напряженно-деформированного состояния ремонтируемого нефтепровода при различных режимах его подъема с учетом взаимодействия с неоднородным грунтом;

• метод расчета напряжений в стенке планируемого к выводу в ремонт нефтепровода с учетом "деградации" трубной стали, повторно-статического нагружения и коррозионного воздействия;

• теоретическое обоснование выбора безопасных технологических параметров капитального ремонта линейных участков магистральных нефтепроводов, реализуемого без прекращения перекачки продукта.

Практическая ценность работы.

Проведенные исследования и разработки по сформулированным выше направлениям в совокупности представляют собой логически завершенную методологию решения проблемы восстановления эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов в условиях ограниченных ресурсов и являются основанием для практической реализации мероприятий по ранжированию выводимых в ремонт линейных участков и выбору технологических параметров капитального ремонта без остановки перекачки продукта, обеспечивающих целостность восстанавливаемой трубы и безопасность производства работ на объектах АК "Транснефть".

Апробация работы.

Результаты работы докладывались на семинарах и конференциях, посвященных проблемам развития трубопроводного транспорта и обеспечения технологической и экологической безопасности нефтепроводов, в том числе:

• на научно-техническом семинаре "Повышение надежности больших систем энергетики" (май 1986 г., г. Цимлянск и октябрь 1988 г., г. Киев);

• на Международной научно-технической конференции "Повышение надежности экспортных газопроводов" (июнь 1987 г., г. Ужгород);

• на Всесоюзной научно-технической конференции "Проблемы развития нефтегазового комплекса страны", (июнь 1991 г., пос. Красный курган);

• на Всесоюзной научно-технической конференции "Диагностика трубопроводов", (октябрь 1991 г., г. Кременчуг);

• на Всесоюзной научно-технической конференции "Проблемы добычи, транспорта и переработки нефти и газа", (декабрь 1991 г., г. Оренбург);

• на 52-й межвузовской научно-технической конференции по проблемам сбора, подготовки и трубопроводного транспорта нефти и газа, (апрель 1998 г., г. Москва);

• на 2-й Международной конференции "Энергодиагностика и Condition Monitoring", (октябрь 1998 г., г. Москва);

• на 111 научно-технической конференции РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России, (январь 1999 г., г. Москва);

• на Международном^ научно-техническом семинаре "Современные методы и средства защиты и диагностики трубопроводных систем", (июль 1999 г., г. Москва);

• на 54-й межвузовской научно-технической конференции "Нефть и газ 2000" (апрель 2000 г., г. Москва);

Публикации.

Основное содержание работы опубликовано в 1-й монографии, 41 на-лшой статье и тезисах докладов конференций.

Объем и структура работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных зыводов, рисунков и таблиц, списка литературы из 243 наименований и приложений.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель и основные задачи, приведены научная новизна и практическая значимость исследований.

В первой главе на основе анализа современного состояния нефтепро-водных систем, методов обеспечения их работоспособности, оценки существующих способов определения напряженно-деформированного состояния линейной части магистральных трубопроводов формируется концепция выборочного ремонта нефтепроводов без остановки перекачки продукта (рис.1).

Анализ состояния трубопроводного транспорта нефти показал:

• условия эксплуатации нефтепроводов характеризуется нарастанием объема неблагоприятно действующих факторов, обусловленных значительным сроком службы линейной части, малым ее обновлением;

• обеспечение эксплуатационной надежности нефтепроводных систем требует разработки эффективной стратегии капитального ремонта, ориентированной на реализацию значительных объемов восстановительных работ с наименьшими совокупными затратами;

• наиболее целесообразной мерой обеспечения работоспособности нефтепроводов в настоящих условиях является выборочный капитальный ремонт, предусматривающий использование внутритруб-ной диагностики и других современных технологий и технических средств неразрушающего контроля;

• при выборочном ремонте целесообразна реализация восстановительных работ без прекращения перекачки продукта, что на 60-70%

Целевая функция и ограничения

Рис. 1. Обоснование цели и задач исследований.

уменьшает затраты в сравнении с ремонтом при опорожнении трубопровода, но, однако, увеличивает опасность разрушения трубы;

• требуются рекомендации для выбора безопасных технологических параметров капитального ремонта линейной части магистральных нефтепроводов, осуществляемого без прекращения перекачки продукта, основанные на оценке уровня напряжений и деформаций в стенке трубы.

Вопросам расчетов напряженно-деформированного состояния трубопроводов при капитальном ремонте посвящены теоретические и экспериментальные исследования, проводимые как в нашей стране, так и за рубежом. Основополагающие работы были выполнены в институте Проблем транспорта энергоресурсов (ЖГГЭР), ВНИИСТе, РГУ нефти газа им. И.М. Губкина, Уфимском государственном нефтяном техническом университете, АК "Транснефть" учеными Березиным В.Л., Бородавкиным П.П., Быковым Л.И., Гумеровым А.Г., Камерштейном А.Г., Макаровым Г.И., Ращеп-киным К.Е., Телегиным Л.Г., Халлыевым Н.Х., Черняевым В.Д., Ясиным Э.М., и др. Анализ этих работ, являющихся основой существующей нормативно-технической документации, выявил неудовлетворительный учет ряда факторов при оценке напряженно-деформированного состояния трубопроводов:

• не учитывается влияние времени эксплуатации на уровень напряжений в стенке трубы;

• не принимается во внимание наличие дефектов, что особенно важно при принятии решения о возможности ремонта трубопровода без прекращения перекачки продукта;

• при выборе технологических параметров ремонта не оцениваются дополнительные продольные усилия от действия подземных участков, прилегающих к вскрытой трубе;

• не рассматривается влияние повторно-статического нагружения со стороны транспортируемого продукта на состояние металла стенки трубопровода (учет изменения внутреннего давления частично присутствует лишь в нормах Германии).

С учетом вышеизложенного задача выбора эффективной стратегии капитального ремонта магистральных нефтепроводов может быть представлена следую

УУ - функционал цели; 5 - технология капитального ремонта; и - множество входных параметров;

/—множество технологических параметров ремонта;

Г (А) - показатель безопасности ремонта при используемой технологии 5; .

В - эффективность ремонтно-восстановительных мероприятий;

2си - суммарные затраты.

^rainiF =>[(max£)v(minSiö) ] - ремонт без остановки перекачки продукта;

Isd min Wp2 [(maxВ) v(minI cd) j - ремонт с остановкой перекачки продукта;

IsVjMSpiI V1J=> min dV - недоподача продукта;

sn*u\$A,sn«\$A}> sPl->w„

Sr,

SrAsA SP3*Dp3

Sp2 s Dpi

Wp2= и {(oA^k&^Snlv ^diisX wn

S«4SVi Sps^DPI' SPMSP),

Sp4 - остановка процесса перекачки продукта;

\o>pi\b,i^ - оптимизированное значение функционала цели по В

или по ¿¿и при технологиях IS^/I и ;

АФ/, ЛФ"), АФ'2, АФ2 - потери от недоподачи продукта при технологиях 15p; I И

Выборочный капитальный ремонт нефтепроводов без остановки перекачки является наиболее целесообразным лишь в том случае, если гарантируется безопасность производства работ, то есть целостность восстанавливаемой трубы. Для этого требуется оценить напряженно-деформированное состояние ремонтируемого участка с учетом изменения прочностных свойств металла при длительной эксплуатации, грунтово-геологических факторов, наличия дефектов в стенке трубы, параметров ремонтируемого участка и ремонтной колонны. Необходимость учета состояния металла стенки трубы и многочисленных факторов внешнего и внутреннего нагружения предопределяет целесообразность использования численных методов для решения задачи оценки напряженно-деформированного состояния ремонтируемого трубопровода, при реали-

ации которых линейный участок идеализируется системой конечных эле-юнтов, содержащих не более одного дефекта. Решение поставленной за-;ачи методом конечных элементов заключается в определении для каждо-

0 конечного элемента набора функций (перемещений точек тела,, напряжений, деформаций и т.д.), в любой момент времени г удовлетворяющих 'равнению деформирования конечного элемента сплошной среды, которое

1 лагранжевых координатах имеет следующий вид:

(1)

где <У*У - компоненты тензора напряжений;

у/М,т и \jzMj - производные функций формы по общим координатам;

и? - перемещения узлов элемента;

/д', - компоненты «внешних» узловых сил;

Зу - символ Кронеккера;

¿V,М-номера узлов элемента;

М, I, У - индексы общей системы координат;

Уе - объем элемента.

В программах метода конечных элементов общее уравнение деформирования представляется векторными функционалами, выражающими усилия в узлах конечно-элементной разбивки. Для решения уравнения (1) и определения перемещений узлов используется итерационный алгоритм, специально разработанный для решения нелинейных задач и учитывающий граничные и начальные условия, а также механические свойства материала.

Реализованный по вышеописанной схеме расчет напряженно-деформированного состояния ремонтируемого нефтепровода дает возможность оценить напряжения в любом сечении упругоискривленной трубы с учетом «деградации» (ухудшения свойств) металла, накопившегося за долгие годы эксплуатации повреждения в стенке трубы, инициируемого повторно-статическими нагрузками со стороны транспортируемого потока, а также любого числа параметров внешнего и внутреннего нагружения, что, в свою очередь, позволит выбрать наиболее рациональные с точки зрения безопасности технологические параметры капитального ремонта без остановки перекачки продукта.

Во второй главе для определения возможности вывода участка нефтепровода в капитальный ремонт без остановки перекачки продукта разрабатывается методика оценки его ремонтопригодности, основанная на расчете напряжений и деформаций в стенке длительно эксплуатируемой трубы с дефектами, выявленными при диагностическом обследовании.

Анализ работоспособности длительно эксплуатируемых магистральных нефтепроводов показал, что причинами их отказов являются следующие основные факторы:

• "деградация" трубной стали;

• коррозия;

• накопление повреждений в стенке трубы и повторно-статическое нагружение со стороны транспортируемого потока, приводящее к снижению работоспособности трубопровода вследствие усталости металла.

Совместное действие этих факторов требует количественной оценки их влияния на напряженно-деформированное состояние нефтепровода перед выводом его в капитальный ремонт.

Стали, используемые при изготовлении нефтегазопроводов, условно можно разделить на следующие поколения:

• трубы в довоенное и военное время, в основном, изготовляли из сталей марок СтЗ, Ст4,20;

• с 1947 г. по 1960 г. - из сталей марок 20, 10Г2С, 09Г2С, 14ХГС;

• с 1960 по 1975 г.г. - из сталей марок 19Г, 17ГС, 17Г1С-У.

В настоящее время для изготовления труб используются стали марок 14Г2САФ, 14П2СФБ, 17Г2ФБ, 08Г2МФБ с содержанием ванадия, ниобия, молибдена и др., а основная часть нефтепроводов состоит из труб, изготовленных из сталей марок СтЗ, Ст4, 14ХГС, 10Г2С, 19Г, 17ГС, 17Г2С, которые находятся в эксплуатации 10-40 лет и, естественно, подверглись, в определенной степени, деградации. Принимая во внимание, что около 40% магистральных нефтепроводов проработали 20-30 лет с практически одной и той же нагрузкой, общий характер изменения механических свойств трубной стали в процессе длительной эксплуатации выглядит следующим образом (рис. 2):

• повышаются предел текучести (в течение 30 лет) и предел прочности при растяжении;

• уменьшаются относительное удлинение и поперечное сужение;

• повышается твердость, снижается вязкость и повышается температура перехода стали в хрупкое состояние.

Помимо изменения механических свойств, трубным сталям, применяемым в нефтяной промышленности, присуще, так называемое, деформационное старение, зависящее от содержания в стали углерода и длительности эксплуатации трубы. Количественно деформационное старение оценивается коэффициентом Л'5.

Процесс деформационного старения ускоряется при повторно-статическом нагружении стенок трубы со стороны потока транспортируемого продукта. Количество циклов повторно-статического нагружения (изменения внутреннего давления) может достигать 300*350 в год за счет различ-

Временное сопротивление ов, [н/мм2]

Предел текучести <т<ш [н/мм2}

Относительное удлинение 8, %

1У.1СТ 20.1t! 30 лет 40 лет

Поперечное сужение %

Рис. 2. Зависимость механических свойств металла от длительности эксплуатации нефтепровода

ных технологических и эксплуатационных факторов (отключения нефтеперекачивающих станций, отказов механического и электрооборудования, изменения режимов перекачки и т.д.)- За амортизационный период общее число циклов нагружеыия внутренним давлением может составлять более 104, что приводит к разрушению дефектных труб. Совокупность последовательных значений переменных напряжений в стенке трубы за один период процесса их изменения (вследствие перепада внутреннего давления) оценивается коэффициентом асимметрии Лт который равен отношению минимального значения напряжений цикла к максимальному и характеризует степень усталости трубной стали. Анализ многочисленных гипотез усталостного разрушения привел к выводу, что оно может быть описано следующей универсальной зависимостью:

где М - число циклов до разрушения;

в - размах деформации за один цикл; т,С - постоянные, зависящие от свойств материала и воздействия внешних факторов.

М - допустимое число циклов, рассчитываемое по предлагаемым в диссертационной работе зависимостям:

(2)

(3)

(4)

где

Ь = 4(а„ -ав)-т + 4 ст„ - £1п

_ ан 100 ст„ а

<Уа 100 -у/ оа сг

2

н .

а„ - номинальное напряжение в стенке трубы; ся - амплитуда напряжений при изменении внутреннего давления; V - относительное сужение образца трубной стали; и в - предел прочности металла стенки трубы; Е - модуль упругости.

Для реализации последующих расчетов необходимо применять минимальное из полученных по формулам (3)-(5) значений [Щ и [ЛУ, с использованием которого определяется накопившееся повреждение Па в стенке нефтепровода за дискретные временные интервалы /:

л0 = Ёл,=

1=1

(Л'п: л'

«т.

пТ„ .

(6)

где Ип, [N^1 - число перепадов давления соответственно реальное и

максимально допустимое при режиме п. При П0 = 1 - необходим ремонт с полной заменой труб, а при П0<\-возможность ремонта без прекращения перекачки продукта определяется посредством оценки напряженно-деформированного состояния восстанавливаемого участка.(рис.З)

Выбор технологической схемы ремонта без прекращения перекачки продукта также реализуется на основе оценки напряженно-деформированного состояния участка нефтепровода с учетом напряжений в стенке дефектной трубы после ее длительной эксплуатации. В связи с этим следует отметить, что при повторно-статическом нагружении со стороны транспортируемого потока развитие деформаций идет опережающими темпами в поверхностных слоях металла, а затем локализуется в окрестностях механического повреждения - концентратора напряжений. Степень концентрации напряжений вблизи дефектов зависит от их геометрических размеров и оценивается с помощью теоретического коэффициента концентрации напряжений аи (для неострых дефектов):

Рис.3. Методика оценки ремонтопригодности участков нефтепровода с дефектами по результатам диагностического обследования

<*1=Ка-К„ (7)

где Ка - коэффициент концентрации напряжений;

К£- коэффициент концентрации деформаций.

Концентрация напряжений определяет кинетику разрушения нефтепровода, а разрушение труб в условиях повторно-статического нагружения зависит от концентрации деформаций. Количественная оценка коэффициентов концентрации напряжений и деформаций может быть проведена как-вероятностными методами, так и с помощью аппроксимации диаграмм деформирования трубных сталей. Оба подхода обеспечивают несколько приближенные результаты, обусловленные различными допущениями при решении трудоемких упругопластических задач и приблизительностью экспериментальных данных, однако дают возможность реализации расчета уровня напряжений в стенке трубопровода с дефектами. Вследствие трудоемкости решения данной задачи в диссертации разработана программа реализации соответствующего алгоритма на ПЭВМ, блок-схема которой представлена на рис. 4.

В третьей главе разрабатываются теоретические основы расчета технологических параметров капитального ремонта нефтепроводов без остановки перекачки продукта, при которых обеспечивается безопасность производства работ.

С помощью количественной оценки накопившегося повреждения в стенке трубы, проведенной с помощью аналитических моделей, разработанных в предыдущей главе диссертации, принимается решение о выводе линейного участка в ремонт, который может быть реализован следующими методами:

• с подъемом трубопровода на бровку траншеи;

• с подъемом трубопровода в траншее и укладкой его на лежки;

• с подкопом под трубу и формированием земляных перемычек;

• заменой труб новыми.

На основании технико-экономического анализа перечисленных методов (рис. 5) для реализации выборочного капитального ремонта нефтепроводов без остановки перекачки продукта сделан вывод о целесообразности использования совмещенного метода производства ремонтных работ с полной их механизацией на поднятой трубе. Напряжения, возникающие в стенке трубы при реализации данного метода ремонта, зависят от высоты ее подъема, от расположения кранов-трубоукладчиков, поддерживающих трубопровод в приподнятом состоянии, от положения и веса работающих на трубопроводе машин, диаметра и толщины стенки трубы. Вопрос расчета перечисленных технологических параметров является крайне актуальным с точки зрения безопасности производства восстановительных ра-

1 Ввод |

+

А=Л

и=азо

ЕР8=0,000001

+

+ * 2

Ввод п

*

а=Р(а,Ь,с,е1)

*

п

г 1-е, 2Ст

*

8

и

Рис. 4. Блок-схема алгоритма расчета напряжений в стенке дефектосодержащего нефтепровода при повторно-статическом нагружении: а, Ь, с, с!- геометрические параметры дефекта;

(7т - модуль упрочнения в упругой области при линейной аппроксимации диаграммы деформирования; п — постоянная, определяемая из эксперимента. аа = Ка ■ Кп.

Рис.5 . Сопоставление затрат при реализации различных методов капитального ремонта

1 -ремонт с подкопом под трубу и формированием земляных перемычек;

2 - ремонт с подъемом нефтепровода в граншее и укладкой его на лежки;

3 - ремонте подъемом трубопровода на бровку траншеи;

4 замена труб новыми;

5 - ремонт совмещенным методом с подъемом нефтепровода.

бот и решается на основе количественной оценки уровня напряжений в стенке нефтепровода. Однако, основная часть теоретических и экспериментальных исследований напряженно-деформированного состояния относится к условиям строительства трубопроводов и в них не учтены специфические напряжения, возникающие при подъеме ремонтируемого нефтепровода от воздействия прилегающих подземных участков. Помимо учета этого воздействия для обеспечения безопасности проведения ремонтно-восстановительных работ совмещенным методом необходимо решить следующие вопросы: сколько нужно подъемных механизмов, каким образом их следует расположить, чтобы деформации изгиба трубы не выходили из области упругих, каково влияние податливости грунта на конечных участках приподнятой части трубопровода, содержащегося в нем продукта и режима подъема на величину возникающих в теле трубы напряжений. Расчетных схем подъема нефтепровода можно составить бесконечное множество, так как они зависят от количества машин, работающих на приподнятой части линейного участка, числа трубоукладчиков, схемы их расстановки и т.п. Следовательно, решение данного вопроса целесообразно реализовать в общей постановке, позволяющей быстро и просто адаптироваться к конкретным условиям, а для этого необходимо проанализировать процесс нагружения ремонтируемого нефтепровода, следствием чего является выбор варианта формализации математических моделей (дифференциальных уравнений движения). Количество слагаемых и их аналитические выражения в уравнении движения определяют число и форму идеализации силовых воздействий, а корректность оценки нагружения нефтепровода влияет, с позиции фундаментальной механики, на достоверность определения условий, которые могут вывести объект из положения равновесия.

Трубопровод во время ремонта испытывает различные нагрузки, воздействия и выявление их возможных сочетаний (с учетом развертывания во времени и пространстве) - обязательный и неотъемлемый этап анализа нагружения упругоискривленной трубы, в рамках которого помимо регламентированных СНнП и отраслевыми руководящими документами нагрузок - собственного веса нефтепровода с изоляцией и продуктом, веса грунта засыпки, внутреннего давления, температурных воздействий, осадки грунтов, монтажных усилий и т.п., необходимо учитывать и продольную силу, создаваемую прилегающими к поднятой для ремонта трубе подземными участками. Существенное влияние этой силы на напряженное состояние нефтепровода доказано экспериментально посредством замера напряжений при различных режимах подъема трубы.

Качественный характер взаимодействия трубопровода и грунта при продольных перемещениях можно описать следующей схемой - до возникновения состояния предельного равновесия происходит деформация структуры грунта, а касательные напряжения являются функцией переме-

щении, но при дальнейшем росте перемещений касательные напряжения остаются постоянными, при этом их максимальная величина ограничивается напряжением сдвига грунта, а минимальная - трением его структуры.

Для определения количественных параметров взаимодействия подземных прилегающих участков трубопровода с грунтом используются результаты многочисленных теоретических и экспериментальных исследований. В рамках этих исследований установлено, что модель упругого грунта В.А. Флорина (гх<тпр), может быть использована лишь при малых перемещениях трубопровода в неподвижном грунте:

тх=~киЩх) где тх - касательные напряжения по контакту "труба-грунт"; ки - коэффициент постели грунта на сдвиг;

Щх) - продольное перемещение сечения х. Для значительных перемещений трубы применима пластическая модель грунта Кулона, в которой сопротивление грунта принимается постоянным:

—-'£<?> +С (8)

япи

где т„р - асимптотическое предельное касательное напряжение;

- вес грунта на единицу длины трубы; ди - вес единицы длины нефтепровода с изоляцией и продуктом; К - среднее значение подъемного усилия на крюках трубоукладчиков; Ь - протяженность деформированного при подъеме участка трубы; /3 - угол между поверхностью грунта и поднятым трубопроводом; /? - угол между поверхностью грунта и подъемным деформированным участком;

Д, - наружный диаметр трубопровода; (р- угол внутреннего трения; Сгр - сцепления 1рунта.

Наиболее универсальной является упругопластическая модель грунта. Учет упругопластической работы грунта обычно реализуется с помощью экспериментального обобщенного коэффициента касательного сопротивления Схо(тх=С1С,-и(х)), что не дает удовлетворительных результатов при решении задачи оценки напряженного состояния ремонтируемого нефтепровода по результатам его фактических перемещений. В связи с этим необходимо применение расчетно-экспериментальных нелинейных моделей механики грунтов, позволяющих более точно определить параметры взаимодействия трубы с почвой на основе экспериментальных значений показателей нелинейности и коэффициентов, характеризующих предельное сопротивление конкретного исследуемого грунта.

Для учета неоднородности грунта при расчете продольных перемещений прилегающего подземного участка нефтепровода используется

подход, предложенный П.П. Бородавкиным, заключающийся в том, что каждый участок трубы в однородном грунте представляется отдельным элементом со своей системой координат. Для этого элемента составляются свои уравнения продольных перемещений, которые решаются при соответствующих граничных условиях.

Приведенные зависимости дают возможность количественного учета влияния грунта при определении продольных напряжений от воздействия прилегающих к ремонтируемому нефтепроводу участков.

С целью математической формализации задачи оценки напряженно-деформированного состояния необходимо идеализировать реальный ремонтируемый трубопровод и вышеописанные нагрузки и воздействия, что позволит перейти от трехмерной, в общем случае, задачи теории упругости к двумерной (если труба рассматривается как оболочка) или к одномерной (в случае принятия теории балок) задачам. Вопрос о применимости теорий балок и оболочек в работе определяется на основе параметра Ь:

где 8- толщина стенки трубы;

I - протяженность исследуемого линейного участка; Я - радиус трубопровода; и - коэффициент Пуассона материала трубы. При 5<Ь<10 в расчете трубопроводов используется теория оболочек, а при 1>10 - обычная балочная теория, основанная на гипотезе плоских сечений, состоящей в предположении, что поперечные сечения балки при изгибе остаются плоскими и нормальными к ее оси.

На основе аналитических зависимостей механики деформируемого твердого тела показано, что для выполнения условий, положенных в основу теории тонких оболочек должно выполняться условие:

которое и является базовым для представления ремонтируемого нефтепровода тонкой оболочкой.

Рассматривать трубопровод как балку можно лишь при выполнении следующих условий:

(9)

- в случае свободного (шарнирного) опирания ремонтируемо го участка на грунт;

М 1 _

—— < — в случае жесткого закрепления поднятой трубы в местах вы------- / 6 ____

хода ее из грунта.

Для расчета безопасных технологических параметров капитального ремонта без остановки перекачки продукта необходимо сформировать расчетную схему, адекватно описывающую сложную систему "ремонтируемый нефтепровод - транспортируемый поток-грунт". Формирование расчетной схемы обуславливается не только идеализацией ремонтируемого участка и его нагружением, но и критериями предельных состояний, поскольку расчетные схемы должны соответствовать классификации участков трассы по принципу однородности условий возникновения однотипных предельных состояний.

Для нефтепроводов, относящихся к потенциально опасным сооружениям, предельными состояниями являются те, реализация которых не приводит к необходимости безоговорочного прекращения функционирования. Для таких состояний характерно сохранение работоспособности, и, следовательно, отсутствие признаков отказа в рамках регламентируемой терминологии, а выделение их связано с тем, что дальнейшая работа трубопровода сопряжена с существенным повышением риска возникновения критических (катастрофических) отказов. Применительно к процессу ремонта нефтепровода без остановки перекачки продукта такими предельными состояниями, сформулированными в традиционном для строительной механики и механики разрушения смысле, могут быть:

• достижение предела текучести в стенке трубы от поперечного изгиба при подъеме с учетом воздействия прилегающих участков;

• достижение предела прочности на разрыв от воздействия внутреннего давления перекачиваемой нефти или нефтепродукта.

Особенностями воздействия подземных прилегающих участков, внутреннего давления и температуры при подъеме трубы в условиях капитального ремонта, является то, что:

• - продольные напряжения, возникающие от этих факторов, всегда

будут растягивающими, т.к. участок нефтепровода, поднятый для ремонта, работает в режиме естественной самокомпенсации;

• учет в расчетах растягивающих напряжений обязателен, если ремонт нефтепровода, содержащего дефекты, ведется без остановки перекачки;

• за расчетное внутреннее давление принимается значение максимального фактического давления перекачиваемого продукта в период ремонта;

• при выборе расчетного температурного перепада следует иметь в виду, что температура металла трубопровода не совпадает с температурой наружного воздуха.

Исходя из анализа перечисленных особенностей, при определении основных технологических параметров капитального ремонта за критерий предельного состояния принимается предел текучести металла, являющийся одной из важнейших характеристик металла труб. Ниже предела текучести деформации возвращаются в первоначальное состояние, выше -материал переходит в стадию пластического течения без какого-либо увеличения напряжений.

Это предельное состояние описывается уравнением:

Лг^о^. + о^., (10)

где - расчетное сопротивление металла, определяемое из условия достижения в продольном направлении предела текучести. <тп из - осевые напряжения, возникающие при подъеме ремонтируемой трубы;

апрод ' осевые напряжения, возникающие от действия продольных сил.

Неравенство (10) используется для определения основных технологических параметров капитального ремонта, при которых обеспечивается целостность восстанавливаемого трубопровода. Расчет основных технологических параметров ремонта считается законченным, если условие (10) выполняется. При невыполнении этого условия необходимо провести повторный расчет с использованием большего числа трубоукладчиков до получения нужных результатов, соответствующих наиболее рациональному режиму подъема с точки зрения напряжений в ремонтируемом нефтепроводе. Формирование расчетной схемы для решения задачи оценки напряженно-деформированного состояния ремонтируемого без прекращения перекачки продукта нефтепровода реализуется с учетом исследованных в данной главе факторов в соответствии с методикой оценки статической прочности трубопроводных конструкций с дефектами. Структурная схема соответствующего алгоритма приведена на рис. 6.

Четвертая глава посвящена разработке математической модели оценки напряженно-деформированного состояния ремонтируемого нефтепровода с учетом проведенных в предыдущих главах исследований и выбору, на этой основе, безопасных технологических параметров капитального ремонта без остановки перекачки продукта.

В зависимости от схемы нагружения ремонтируемого нефтепровода подбирается вариант формализации математических моделей (дифференциальных уравнений движения) для расчета напряженно-деформированного состояния. Все дифференциальные уравнения движения трансформируются формально из уравнения Лагранжа второго рода,

Рис. б. Структурная схема формирования расчетного участка при оценке напряженно-деформированного состояния ремонтируемого

нефтепровода.

поэтому это уравнение целесообразно проанализировать в приложении к восстанавливаемому трубопроводу с учетом перекачиваемого по нему продукта. При этом принимается, что численные характеристики процессов, влияющих на деформацию трубы, либо не изменяются в период капитального ремонта, либо их изменение носит дискретный характер, т.е. задача оценки напряженно-деформированного состояния восстанавливаемого нефтепровода рассматривается в статической постановке.

Одним из наиболее распространенных методов решения рассматриваемой задачи является энергетический метод, основанный на анализе полной энергии системы, в данном случае системы "нефтепровод - транспортируемый поток - грунт", которая представляет собой сумму потенциальных энергий трубы, потока и грунта по поверхности контакта с нефтепроводом. Потенциальная энергия трубопровода выражается через деформации и напряжения, которые зависят от принятой модели среды и расчетной схемы, формированию которой посвящена предыдущая глава. Поскольку в теле трубы не должны допускаться пластические деформации, то в качестве модели среды, идеализирующей трубопровод, принимается упругое тело. Потенциальная энергия упругодеформированного твердого тела определяется по формуле Клайперона, выведенной на основании теоремы Клайперона, согласно которой удвоенное значение потенциальной энергии равно сумме произведений внешних обобщенных сил на соответствующие им обобщенные перемещения. Оценка состояний трубы в рассматриваемой задаче проводится для относительно небольших участков нефтепровода, в пределах которых изменением энергии положения можно пренебречь. В этом случае изменение потенциальной энергии транспортируемого потока определяется изменением энергии давления, кроме этого учитываются воздействие потока продукта, приводящее к появлению в стенке трубы осевой силы упругой реакции - действие подземных, прилегающих к непосредственно ремонтируемому, участков трубопровода, вызывающих дополнительные продольные усилия и влияние температурного перепада Ы,. Таким образом, уравнение Лагранжа с учетом перечисленных воздействий в статической постановке принимает вид:

I'

где 5 - координата, направленная вдоль оси трубы; - пространственное перемещение трубопровода; С - пространственная жесткость трубопровода;

т - масса транспортируемого потока в единице длины трубопровода;

V - скорость движения транспортируемого потока по трубопроводу;

Р - давление транспортируемого продукта;

N4 - продольное усилие от воздействия потока продукта; - воздействие прилегающих подземных участков;

N1 - температурное воздействие;

/(Б) - внешняя нагрузка.

При постоянных вдоль исследуемого участка (не зависящих от координаты 5} значениях численных характеристик технологического процесса перекачки (те, V, Р) и площади сечения Р (вполне приемлемое допущение для относительно короткого ремонтируемого участка линейной части) уравнение (11) преобразуется следующим образом:

Вследствие того, что внутреннее нагружение, в отличие от внешнего, не приводит к продольным перемещениям, а внешняя нагрузка создает продольное усилие, то необходим анализ перемещения трубопровода под действием внешнего воздействия. В этом случае уравнение (12) принимает вид:

где ^(5). - перемещение трубы от действия внешних нагрузок. В выражении (13) С является матрицей с соответствующими балочной схеме расчета элементами, а задача оценки напряженно-деформированного состояния поднятого участка нефтепровода рассматривается в нелинейной постановке и решается численным методом с идеализацией ремонтируемой трубы системой конечных элементов, каждый из которых содержит не более одного дефекта.

В рамках метода конечных элементов восстанавливаемый трубопровод делится на отдельные прямолинейные элементы, совмещающиеся в узлах, в которых полностью удовлетворяются условия равновесия и неразрывности перемещений. Выбор конечного (в данном случае одномерного линейного) элемента обеспечивает относительную простоту получения матрицы жесткости С, а постоянное значение продольного усилия и упругих распределенных связей по длине конечного элемента позволяют использовать одну и ту же форму матрицы жесткости, меняя лишь характеристики элемента.

(12)

(13)

Замена исходного участка трубопровода совокупностью дискретных элементов подразумевает равенство энергий конструкции и ее дискретной модели. Соблюдение энергетического баланса ведет к получению дискретной модели, точно описывающей поведение исходной конструкции. На этом основана возможность приведения объемных и поверхностных сил, а также начальных деформаций к эквивалентным узловым внешним силам, что позволяет учесть наличие дефектов в стенке нефтепровода.

Для оценки вызванных перемещениями Уf{S) напряжений первоначально рассматривается вызванная процессом ремонта продольно-поперечная деформация нефтепровода, являющаяся следствием:

• технологии проведения ремонта;

• влияния контактирующего с трубопроводом грунта;

• поперечной жесткости трубы.

Для анализа напряженно-деформированного состояния ремонтируемого нефтепровода целесообразно, задавая технологическую схему ремонта и геометрические характеристики трубы, провести количественную оценку влияния грунта на деформацию трубопровода. Поскольку форма деформации трубопровода и уровень напряжений зависят от высоты подъема к , длины участка от точки выхода трубы из грунта до точки максимального подъема Ь0, протяженности деформированного подземного участка Ь, то целесообразно исследовать две идеализированные модели, определяющие границы диапазона реального положения трубы при ремонт-но-восстановительных работах (рис. 7).

На рис. 1.а показана схема упругой линии трубопровода при жестком закреплении в точке выхода трубы из грунта - сечение 1 (грунт не допускает деформации подземного участка, прилегающего к ремонтируемому). На рис. 1.6 - схема, когда грунт не накладывает ограничений на перемещение трубы между сечениями 1 и 2 (идеальный шарнир в сечении 1 и жесткое закрепление в сечении 2). Для представленных на рис. 7.а и 7.6 схем проведен расчет напряженно-деформированного состояния ремонтируемых участков нефтепровода со следующими значениями диаметра и толщины стенки: 0720x11,3 мм, 01020x12 мм и 01220x11,5 мм. Длина открытого участка Ь„ и высота подъема трубоукладчиком И задаются конкретно для каждой трубы.

Результаты расчета показывают:

— с увеличением длины расположенного в грунте деформируемого участка абсолютные значения максимального по длине трубы напряжения уменьшаются (рис. 8); вызванные воздействием потока продукта продольные напряжения составляют для представленных на рис. 8. схем не более 4,4 % от продольных напряжений, вызванных внешней нагрузкой, что позволяет пренебречь воздействием транспортируемого потока.

_1_ 1 2 3

б)

1 2

< -.¿¿1 ----^

4 5 6 7 8 9 10 11

Дх5, мм Значения осевых напряжений по длине трубы, МП а

1 2 3 4

1020x14 203 81 81 203

1220x15 232 78 78 232

Дх8, мм Значения осевых напряжений но длине трубопровода, МПа

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

1020x14 160 81 4 73 57 42 26 11 5 21! 36

1220x15 151 78 4 78 55 40 25 10 5 19 34

ю ю

Рис. 7. Граничные модели деформации ремонтируемого трубопровода в грунтах различных типов.

Л)

, а [МПа]

0720

0 6 12 18 24 30 36 42 Цм]

Б)

I. с [МПа!

01020

[=0,9 [м]

-,---1-,--

О 6 12 18 24 30 36 42 Цм]

В)

А ст ГМПа]

01220

•И-0,9 [м]

О 6 12 18 24 30 36 42 Ь[м] о

Рис. 8. Максимальные абсолютные значения напряжений: А — для трубы диаметром 720 мм; Б - для трубы диаметром 1020 мм; В - для трубы диаметром 1220 мм;

Таким образом, в рамках перечисленных допущений изменение уровня напряженно-деформированного состояния ремонтируемой трубы определяется технологическими параметрами ремонта (высотой подъема А и длиной открытого участка 2 Ьа), а также схемой взаимодействия грунта с трубой. Исследование напряженно-деформированного состояния ремонтируемого без прекращения перекачки продукта нефтепровода выявляет возможность увеличения напряжений в стенке трубы до опасного уровня, который может быть снижен лишь с помощью рационального подбора технологических параметров капитального ремонта.

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе обобщения теории и практики эксплуатации трубопроводов, анализа причин отказов и технологий восстановления определены приоритетные направления совершенствования капитального ремонта линейной части магистральных нефтепроводов и сформирована концепция безопасного выборочного ремонта без остановки перекачки продукта, базирующаяся на оценке напряженно-деформированного состояния восстанавливаемой трубы.

2. Предложенные методика и модель расчета напряженно-деформированного состояния ремонтируемого участка основаны на анализе полной энергии системы "упругоискривленный нефтепровод - транспортируемый поток - грунт" и учитывают рабочие, специфические ремонтные напряжения.

3. Для обеспечения безопасности восстановительных мероприятий разработаны рекомендации по режимам производства ремонтных работ, учитывающие длительность эксплуатации нефтепровода и наличие дефектов в его стенке.

4. При выявлении необходимости вывода линейных участков нефтепроводов в ремонт предложена методика комплексного количественного учета негативных факторов эксплуатации ("деградации" металла труб, повторно-переменного нагружения внутренним давлением, коррозии), реализуемая с помощью оценки накопившегося в стенке трубы повреждения.

5. Разработаны аналитические зависимости, позволяющие на основе исследования процесса концентрации напряжений и деформаций в зоне дефекта определять уровень напряжений в стенке выводимого в ремонт нефтепровода, что дает возможность более точно оценивать напряженно-деформированное состояние ремонтируемого участка, гарантируя, тем самым, его целостность.

6. По результатам исследования напряженно-деформированного состояния ремонтируемого нефтепровода установлено, что не учитываемая в нормативно-технической документации продольная сила, создаваемая подземными прилегающими зонами, зависит от схемы взаимодействия

трубы с грунтом и вызывает значительные осевые напряжения в стенке трубы.

7. Безопасная технология производства ремонтных работ без остановки перекачки продукта реализуется с помощью предложенной в работе модели оперативной оценки напряженно-деформированного состояния восстанавливаемого нефтепровода посредством выбора следующих технологических параметров ремонта - высоты подъема трубы, протяженности вскрытой части и количества трубоукладчиков.

8. Результаты выполненных исследований являются основанием для практической реализации мероприятий по ранжированию выводимых в ремонт линейных участков и выбору технологических параметров капитального ремонта нефтепроводов без остановки перекачки продукта, обеспечивающих безопасность производства работ на объектах АК "Транснефть".

Основные результаты работы представлены в следующих публикациях:

1. Иванцова С.Г. "Методы контроля технического состояния магистральных газопроводов" Тез. докл. 54-й межвузовской научной конференции "Нефть и газ 2000", апрель 2000. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000.

2. Иванцова С.Г. "Оценка технического состояния линейного участка магистрального газопровода при выводе его в капитальный ремонт". Тез. докл. 54-й межвузовской научной конференции "Нефть и газ 2000", апрель 2000. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000.

3. Иванцова С.Г. Анализ взаимодействия грунта и прилегающих участков ремонтируемого трубопровода при его подъеме. НТС "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация." М.: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1997., № 4. _ с. 4448.

4. Иванцова С.Г. Анализ приоритетных воздействий при оценке НДС ремонтируемого трубопровода. №1406-Г398 №10/39. М.: ИРЦ Газпром, 1998.

5. Иванцова С.Г. Взаимодействие ремонтируемого трубопровода с грунтом на границах вскрываемого участка. 111-я научно-техническая конференция РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России". М.: 27-29 января 1999 г.

.6. Иванцова С.Г. Влияние деформации подземных участков, прилегающих к открытой части ремонтируемого трубопровода, на величину развивающихся максимальных напряжений. №1405-Г398 №10/39. М.: ИРЦ Газпром, 1998.

7. Иванцова С.Г. Влияние свойств грунта на продольные перемещения прилегающих участков поднятого трубопровода при его капитальном ремонте. № 1391-Г397 №3/37. М.: ИРЦ Газпром, 1998.

8. Иванцова С.Г. Влияние схем подъема ремонтируемого трубопровода на величину продольных перемещений. НТС "Транспорт и подземное хранение газа." М.: ИРЦ Газпром, 1998 г., № 5. - С. 44-52.

9. Иванцова С.Г. Идеализация ремонтируемого трубопровода в рамках математической формализации задачи оценки НДС. №1407-Г398 №1/51. М.: ИРЦ Газпром, 1999.

10. Иванцова С.Г. Изменение продольных напряжений с учетом нелинейности параметров пагружения поднимаемого при ремонте трубопровода. № 1392-Г397 №3/37. М.: ИРЦ Газпром, 1998.

11. Иванцова С.Г. Исследование режимов работы трубопроводов нестабильных жидкостей. В сб. Научно-технический прогресс нефтяной промышленности. № 1,г. Баку, 1992 г. -с. 15-19

12. Иванцова С.Г. Комплексная оценка коррозионного износа стальных трубопроводов в процессе эксплуатации. Тез. докл. межд. научн. техн. семинара "Современные методы и средства защиты и диагностики трубопроводных систем". М., 1999. - с. 23-24.

13. Иванцова С.Г. Напряженно-деформированное состояние трубопровода при его капитальном ремонте. 52-я межвузовская научно-техническая конференция «Нефть и газ" ГАНГ им. И.М. Губкин, 21-23 апреля, 1998 г., - с 5.

14. Иванцова С.Г. Некоторые аспекты формализации задачи оценки напряженно-деформированного состояния ремонтируемого трубопровода. НТС Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование строительство, эксплуатация, ремонт, М.: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1998 г. №2..- С. 32-36.

15. Иванцова С.Г. Определение возможных зон образования пластического шарнира в ремонтируемом трубопроводе. №1404-Г398 №10/39. М.: ИРЦ Газпром, 1998.

16. Иванцова С.Г. Определение основных напряжений в сечениях поднимаемого при ремонте трубопровода. НТС "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт." М.: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1997. №. 3. - С. 36-40.

17. Иванцова С.Г. Оценка допустимого уровня напряжений в локальных зонах выводимого в ремонт нефтепровода. . НГС Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование строительство, эксплуатация, ремонт. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1999 г., №4.

18. Иванцова С.Г. Потери эффективности в системе распределения запасов для ремонта ГПА МГ с учетом дефицита на отдельные узлы и детали. Экспресс-информация. Серия: Экономика, управление и организация

производства в газовой промышленности. - М: ВНИИЭГазпром, 1985. -№11.-С. 8-11.

19. Иванцова С.Г. Расчет напряженного состояния ремонтируемого трубопровода с учетом действия продольных сил. 111 научно-техническая конференция РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России". М.: 27-29 января 1999 г.

20. Иванцова С.Г. Совершенствование ремонтного обслуживания газотранспортных систем с целью обеспечения их безаварийности. В кн.: "Обеспечение безаварийности и эксплуатационной надежности больших систем энергетики." Материалы семинара "Повышение надежности больших систем энергетики." - Киев, 1988.

21. Иванцова С.Г. Территориальная организация обеспечения ГПА МГ запасными частями. Экспресс-информация. Серия: "Транспорт, переработка и использование газа в народном хозяйстве." -М.: ВНИИЭГазпром, 1985, №8.-С. 25-27.

22. Иванцова С.Г. Учет дефектов при типизации участков трубопроводов, выводимых в ремонт, и их прочностных расчетах. №1408-Г398 №1/51. М.: ИРЦ Газпром, 1999.

23. Иванцова С.Г. Учет кинетики коррозионного процесса при анализе параметров выводимого в ремонт трубопровода. НТС Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование строительство, эксплуатация, ремонт. М.: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1998 г., №1.- С. 53-59.

24. Иванцова С.Г. Формализация задачи оценки напряженно-деформированного состояния трубопровода, ремонтируемого в горных условиях. НТС Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование строительство, эксплуатация, ремонт. М.: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1998 г., №3. - С.

25. Иванцова С.Г., Комягин А.Ф., Ионин Д.А. Построение модели многоуровневой иерархической системы обеспечения запасами ГПА магистральных газопроводов. В кн.: "Эксплуатационная надежность газотранспортного оборудования." Сб. научн. тр. ВНИИГаза. - М.: ВНИИГаз, 1986.

26. Иванцова С.Г., Комягин А.Ф., Яковлев Е.И. и др. Оптимизация объема и размещение запасных узлов для основного технологического оборудования в системах магистрального транспорта газа. В кн. "Методические основы расчета сложных систем энергетики." Материалы семинара "Повышение надежности больших систем энергетики." - Киев, 1986.

27. Иванцова СТ., Петренко Д.В. и др. Оптимизация процесса поставок в иерархической системе обеспечения технологического оборудования магистральных газопроводов. Тез. докл. научн. техн. конф. "Роль молодежи в решении конкретных научно-технических проблем нефтегазового комплекса страны". Красный курган, 1989.

28. Иванцова С.Г., Петренко Д.В. Совершенствование системы ТОиР КС магистральных газопроводов. Тез. докл. 11-ой научн. техн. конф. молодых ученых и специалистов МИНГ и ГП им. И.М. Губкина. - М.: МИНГ и ГП им. И.М. Губкина. 1990.

29. Иванцова С.Г., Поляков В.А. Об оценке напряженно-деформированного состояния трубопровода при капитальном ремонте с учетом действия продольных сил. НТС "Транспорт и подземное хранение газа." М.: ИРЦ Газпром, 1998 г., Вып. 3. - С. 10-18.

30. Иванцова С.Г., Поляков В.Л. Оценка напряженно-деформированного состояния ремонтируемого трубопровода с учетом технологической схемы и условий конкретных регионов. 2-я Международная конференция "Энергодиагностика и condition Monitoring" Октябрь 1998. Том IV, часть 2 "Эксплуатация и ремонтное обслуживание магистральных газопроводов." М.: ИРЦ Газпром, 1999.

31. Иванцова С.Г., Поляков В.А. Расчет максимальных напряжений ремонтируемого трубопровода с учетом деформации прилегающих участков. НТС "Транспорт и подземное хранение газа." М.: ИРЦ Газпром, 1998 г., № 6. - С. 25-30.

32. Иванцова С.Г., Сощенко А.Е. Рациональное размещение и комплектация баз технологического обслуживания и ремонта компрессорных станций магистральных газопроводов. Тез. докл. Всесоюзной научно-технической конференции "Проблемы развития нефтегазового комплекса страны". Красный Курган, 1991 г.

33. Иванцова С.Г., Теряев И.С. Структурное распределение узлов и деталей КС магистральных газопроводов. В кн.: "Эксплуатационная надежность газотранспортного оборудования." Сб. научн. тр. ВНИИГаза. -М.: ВНИИГаз, 1985.

34. Иванцова С.Г., Теряев И.С. Транспортные затраты при оптимизации структуры распределения запасных узлов и деталей ГПА. В кн.: "Эксплуатационная надежность газотранспортного оборудования." Сб. научн. тр. ВНИИГаза. - М.: ВНИИГаз, 1985.

35. Иванцова С.Г., Шибнев А.В. Использование диагностической модели ГПА для дефектации и планирования запасных частей. Тез. докл. Всесоюзной научн. техн. конф. "Проблемы добычи транспорта и переработки нефти и газа". - Оренбург, 1991.

36. Иванцова С.Г., Яковлев Е.И. Совершенствование обслуживания технологического оборудования компрессорных станций как средство повышения надежности экспортных газопроводов. В кн. "Повышение эффективности работы пограничных участков экспортных газопроводов". Тез. докл. научн. техн. конф. "Повышение надежности экспортных газопроводов". -Ужгород, 1987.

37. Комягин А.Ф., Иванцова С.Г. и др. Методические указания по определению оптимальной структуры распределения по уровням хранения

запасных узлов и деталей для газоперекачивающих агрегатов магистральных газопроводов. -М.: ВНИИГаз, 1986. - 15 с.

38. Березин JI.B., Иванцова С.Г., Бабков A.A., Халлыев Н.Х. Пособие по расчету технологических параметров ремонтно-строительных потоков. М.: РГУ им. И.М. Губкина, 1999 г.

39. Поляков Г.И., Яковлев Е.И., Иванцова С.Г. и др. Управление обслуживанием магистральных трубопроводов. Ленинград,: Недра, 1994 г. -

40. Сощенко А.Е., Иванцова С.Г., Рахманов Ф.Г. Диагностика утечек на магистральных газопроводах. Тез. докл. Республиканской научно-технической конференции "Диагностика трубопроводов." Кременчуг:

41. Яковлев Е.И., Иванцова С.Г. Обеспечение работоспособности и оценка надежности технического оборудования газотранспортных систем. PC "Транспорт: наука, техника, управление" ВИНИТИ, М.:, 1991 г., №. 3.

42. Яковлев Е.И., Иванцова С.Г., Шибнев A.B. Расчет и прогнозирование эксплуатационной надежности газотранспортных систем. PC "Транспорт: наука, техника, управление" ВИНИТИ, М.:, 1991 г. № 1.

с. 356.

1991 г.

Соискатель

Иванцова С.Г.

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА I. СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1 Современное состояние нефтепроводных систем.

1.2 Сравнительный анализ современных методов и средств ремонта линейной части магистральных нефтепроводов

1.3 Анализ существующих методов определения напряженно-деформированного состояния трубопровода при изменении его пространственного положения.

1.4 Формирование концепции выборочного капитального ремонта нефтепроводов без остановки перекачки продукта и постановка задач исследования.

Выводы

ГЛАВА И. ОЦЕНКА РЕМОНТОПРИГОДНОСТИ ДЛИТЕЛЬНО ЭКСПЛУАТИРУЕМОГО НЕФТЕПРОВОДА С ДЕФЕКТАМИ.

2.1 Анализ аварийности нефтепроводов.

2.2 Влияние длительности эксплуатации на изменение свойств трубных сталей.

2.3 Усталость металла труб при повторно-статическом на-гружении со стороны потока транспортируемого продук

2.4 Кинетика почвенного коррозионного процесса при эксплуатации магистральных нефтепроводов.

2.5 Оценка ремонтопригодности участка нефтепровода с дефектами с учетом малоцикловой коррозионной усталости.

Выводы

ГЛАВА III ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАСЧЕТА БЕЗОПАСНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА НЕФТЕПРОВОДОВ БЕЗ ОСТАНОВКИ ПЕРЕКАЧКИ ПРОДУКТА.

3.1 Анализ нагружения поднятого для ремонта участка неф- 146 тепровода с продуктом.

3.2 Исследование взаимодействия граничных участков уп-ругоискривленного трубопровода с неоднородным грунтом

3.3 Разработка модели линейного участка в рамках задачи выбора безопасных технологических параметров капитального ремонта без остановки перекачки продукта.

3.4 Выбор расчетных участков и расчетных схем ремонтируемого нефтепровода.

3.5 Предельные состояния, определяющие технологическую схему ремонта трубопровода.

Выводы

ГЛАВА IV. ВЫБОР БЕЗОПАСНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА БЕЗ ОСТАНОВКИ ПЕРЕКАЧКИ ПРОДУКТА НА ОСНОВЕ ОЦЕНКИ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ ВОССТАНАВЛИВАЕМОГО УЧАСТКА НЕФТЕПРОВОДА.

4.1 Применение метода конечных элементов для расчета напряженнно-деформированного состояния ремонтируемой трубы.

4.2 Расчет напряжений и деформаций в поднятом для ремонта нефтепроводе.

4.3 Определение значений осевых напряжений в стенке восстанавливаемой трубы при различных режимах ее подъема.

4.4 Количественный анализ моделей взаимодействия нефтепровода с грунтом, определяющих диапазон изменения пространственной геометрии трубы при ремонтно-восстановительных работах.

4.5 Влияние напряженно-деформированного состояния восстанавливаемого участка на выбор технологических параметров капитального ремонта нефтепровода без остановки перекачки продукта.

Выводы

В рамках энергетической программы России разработка мероприятий по обеспечению безопасности и продлению срока службы магистральных нефтепроводов входит в ряд первоочередных задач, стоящих перед предприятиями нефтегазового комплекса.

Магистральный нефтепровод представляет собой сложную техническую систему с восстанавливаемыми элементами. Аварии являются следствием отказа одного из элементов и, как показывает анализ работы нефтепроводов, основное их количество (78%) приходится на линейные участки.

При прочих равных условиях эксплуатации со временем происходит и неизбежное снижение работоспособности линейной части трубопроводов, связанное, в том числе, с изменением прочностных характеристик металла стенки трубы. В этой связи проблема надежности магистральных нефтепроводов обострена тем, что значительная их часть (41%) имеет возраст, существенно превышающий запланированный срок амортизации (33 года), а многие из них нуждаются в переизоляции в связи с истечением срока службы изоляционного покрытия, после которого оно полностью теряет свои защитные свойства.

Традиционно эксплуатационная надежность линейных участков нефтепроводов обеспечивалась посредством проведения ремонтно-восстановительных работ либо в планово-предупредительном порядке, либо по результатам гидроиспытаний или внутритрубной диагностики. В современных условиях возможность реализации сплошного капитального ремонта с заменой труб ограничена, прежде всего, по экономическим причинам, а с учетом того, что, как показывают результаты диагностических обследований, распределение дефектов по длине трубопровода носит неравномерный характер,. наиболее целесообразной мерой повышения эксплуатационной надежности нефтепроводов является выборочный ремонт их отдельных участков, при котором допускается возможность перекачки продукта.

Критериями ранжирования линейных участков при реализации данной технологии ремонта являются: степень важности участка по функциональному назначению,,техническое состояние трубопровода, условия эксплуатации, оценка последствий вывода участка в ремонт. Необходимость корректной оценки технического состояния обусловлена опасностью разрушения длительно эксплуатируемой трубы, что, в условиях отсутствия рекомендаций по выбору безопасных технологических параметров ремонта без остановки перекачки продукта, является мощным сдерживающим фактором для широкого использования данного метода ремонта. Вместе с тем, используемые в настоящее время как в нашей стране, так и за рубежом нормативно-технические документы по проектированию, сооружению и ремонту магистральных трубопроводов не учитывают ряд факторов при оценке прочности, а именно:

• не принимается во внимание влияние длительности эксплуатации на уровень напряжений в стенке трубы;

• не учитывается наличие дефектов, что особенно важно при принятии решения о возможности ремонта трубопровода без прекращения перекачки продукта;

• не оцениваются продольные усилия, создаваемые прилегающими к поднимаемой трубе участками;

• не рассматривается влияние повторно-статического нагружения со стороны транспортируемого продукта на состояние металла стенки трубопровода (учет изменения внутреннего давления частично присутствует лишь в нормах Германии).'

Решение перечисленных задач необходимо для реализации стратегии выборочного капитального ремонта магистральных нефтепроводов без остановки перекачки продукта, требующий создания теоретических методов и, на их основе, практических алгоритмов расчетов безопасных параметров сложной геотехнической системы: «ремонтируемый нефтепровод - транспортируемый поток - грунт», что и является объектом исследований данной работы. Комплексное решение указанной проблемы создает теоретические основы для реализации крупной отраслевой задачи - обеспечения работоспособности и безопасности нефтепроводной системы в условиях ограниченных ресурсов и возрастающих требований к промышленной безопасности объектов нефтегазового комплекса, что, в совокупности, определяет актуальность представленных в работе результатов исследований, цель которых - разработка методологии расчета безопасных технологических параметров выборочного ремонта магистральных нефтепроводов на основе оценки напряженно-деформированного состояния линейного участка, ремонтируемого без остановки перекачки продукта.

В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе решен ряд задач, в совокупности позволяющих повысить эксплуатационную надежность длительно эксплуатируемых нефтепроводных систем.

Первоначально на основе всестороннего анализа современного состояния магистральных нефтепроводов, требующих проведения большого объема ремонтных работ в сжатые сроки, определяются приоритетные направления совершенствования капитального ремонта линейной части магистралей - переход на выборочный ремонт по состоянию на основе использования внутри-трубной диагностики и других современных технологий и технических средств неразрушающего контроля, а также восстановление трубы без остановки перекачки продукта, что на 60-70% дешевле, чем ремонт с опорожнением трубопровода. Затем разрабатываются теоретические основы и практические рекомендации для реализации стра!егии капитального выборочного ремонта без прекращения перекачки, что проводится в рамках нескольких этапов.

На первом этапе с целью определения необходимости вывода в ремонт линейного участка нефтепровода исследуется его техническое состояние. Для этого разработана методика количественной оценки совместного действия негативных факторов длительной эксплуатации: ("деградации" трубной стали, усталости металла из-за нестабильности внутреннего давления, коррозии) на состояние металла стенки трубы. Если на основании этой оценки исследуемый участок подлежит выводу в капитальный ремонт, то необходимо определить возможность проведения восстановительных работ без остановки перекачки продукта. С этой целью в работе предлагаются аналитические зависимости по расчету уровня напряжений в стенке трубы, содержащей дефекты различного происхождения.

На втором этапе исследований разрабатывается математическая модель оперативной оценки напряженно-деформированного состояния ремонтируемого без прекращения перекачки продукта нефтепровода, позволяющая выбрать безопасные технологические параметры ремонта - высоту подъема, протяженность вскрытого участка, количество подъемных машин и оборудования, при которых обеспечиваются наименьшие значения напряжений в опасных сечениях трубы. При создании модели учитываются напряжения в стенке трубопровода до вывода его в ремонт, специфические ремонтные нагрузки, возникающие при выбранной технологии восстановления нефтепровода и не отраженные в нормативно-технической документации, движение перекачиваемого продукта и воздействие подземных, прилегающих к упруго-искривленному участку, зон трубы. Количественный анализ взаимодействия неоднородного грунта с трубопроводом при различных режимах его подъема выявил возможность увеличения общих осевых напряжений на 20% при учете воздействия прилегающих зон.

Разработанные в рамках приведенных этапов теоретические положения и практические рекомендации для проведения выборочного ремонта нефтепровода без прекращения перекачки продукта гарантируют целостность трубы и безопасность производства восстановительных работ.

- Научная значимость исследований заключается в разработке аналитических методов оценки уровня напряжений в стенке длительно эксплуатируемого нефтепровода с дефектами, позволяющих учесть длительность эксплуатации, закономерности развития дефектов, коррозионные явления, нестабильность нагружения потоком транспортируемого продукта. Также впервые предложена модель оперативного расчета напряженно-деформированного состояния поднятого линейного участка, учитывающая движение продукта по ремонтируемому нефтепроводу, взаимодействие трубы с неоднородным грунтом и реализуемая на основе анализа полной энергии системы "ремонтируемый нефтепровод-транспортируемый поток-грунт". Проведенные исследования позволили теоретически обосновать, а разработанные методики и модели дать практические рекомендации по выбору безопасных схем производства ремонтных работ без остановки перекачки продукта.

Ниже перечислены основные положения, защищаемые автором при решении важной народнохозяйственной проблемы - повышения работоспособности и безопасности систем магистрального транспорта нефти в условиях ограниченных ресурсов:

• основным предметом защиты является методология расчетов технологических параметров капитального ремонта нефтепроводов без остановки перекачки продукта, обеспечивающих целостность восстанавливаемой трубы и безопасность производства работ;

• к защите представляются теоретические положения, расчетные методы и модели, используемые для технической реализации предлагаемой методологии:

- метод расчета напряжений в стенке планируемого к выводу в ремонт нефтепровода с дефектами, реализуемый с помощью зависимости Нейбера на основе аппроксимации диаграмм деформирования трубной стали при учете "деградации", усталости металла стенки трубы, кинетики почвенной коррозии;

- модель оперативного расчета напряженно-деформированного состояния ремонтируемого нефтепровода при различных режимах его подъема в различных грунтово-геологических условиях;

- критерии формирования приоритетов вывода линейных участков неф-тепроводных магистралей в капитальный ремонт на основе количественной оценки накопившегося повреждения в стенке трубы за предшествующий период эксплуатации;

- теоретическое обоснование выбора безопасных технологических параметров капитального ремонта нефтепровода без остановки перекачки продукта, при которых обеспечиваются наименьшие значения абсолютных напряжений в опасных (дефектных) сечениях трубы.

Практическая ценность работы состоит в том, что проведенные исследования и разработки по сформулированным выше направлениям в совокупности представляют собой логически завершенную методологию решения проблемы восстановления эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов в условиях ограниченных ресурсов и являются основанием для практической реализации мероприятий по ранжированию выводимых в ремонт линейных участков и выбору технологических параметров капитального ремонта без остановки перекачки продукта, обеспечивающих целостность восстанавливаемой трубы и безопасность производства работ на объектах АК "Транснефть".

Результаты работы докладывались на-семинарах и конференциях, посвященных проблемам развития трубопроводного транспорта и обеспечения экологической безопасности нефтепроводов, в том числе:

• на научно-техническом семинаре "Повышение надежности больших систем энергетики" (май 1986 г., г. Цимлянск и октябрь 1988 г., г. Киев);

• на Международной научно-технической конференции "Повышение надежности экспортных газопроводов" (июнь 1987 г., г. Ужгород);

• на Всесоюзной научно-технической конференции "Проблемы развития нефтегазового комплекса страны", (июнь 1991 г., пос. Красный Курган);

• на Всесоюзной научно-технической конференции "Диагностика трубопроводов". (октябрь 1991 г., г. Кременчуг);

• на Всесоюзной научно-технической конференции "Проблемы добычи, транспорта и переработки нефти и газа", (декабрь 1991 г., г. Оренбург);

• на 52-й межвузовской научно-технической конференции по проблемам сбора, подготовки и трубопроводного транспорта нефти и газа, (апрель 1998 г., г. Москва);

• на 2-й Международной конференции "Энергодиагностика и Condition Monitoring". (октябрь 1998 г., г. Москва);

• на 111 научно-технической конференции РГУ нефти и газа им. ИМ. Губкина "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России, (январь 1999 г., г. Москва);

• на Международном научно-техническом семинаре "Современные методы и средства защиты и диагностики трубопроводных систем", (июль 1999 г., г. Москва);

• на 54-й межвузовской научно-технической конференции "Нефть и газ 2000" (апрель 2000 г., г. Москва).

Выполненные исследования являются актуальными, так как связаны с реализацией научных программ по обеспечению высоконадежного трубопроводного транспорта. Исследования выполнялись в соответствии с Государственной научно-технической программой "Безопасность населения и народнохозяйственных объектов с учетом риска возникновения природных и техногенных аварий и катастроф" (ГНТП "Безопасность"), принятой распоряжени

12 ем Совета Министров СССР, № 1111р от 12.07.90 г., по направлению "Безопасность сложных технических систем", с Межгосударственной научно-технической программой "Высоконадежный трубопроводный транспорт", утвержденной Правительствами Российской Федерации и Украины в 1993 г. и с "Программой технического перевооружения, реконструкции и капитального ремонта объектов магистральных нефтепроводов АК "Транснефть" на 19961998 гг., утвержденной Министерством топлива и энергетики 6.02.1996 г.

Разработанные методики и алгоритмы, реализованные в виде программ для ПЭВМ, позволяют эффективно управлять процессом совершенствования технического обслуживания и капитального ремонта линейной части магистральных нефтепроводов, способствуя повышению их эксплуатационной надежности.

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе обобщения теории и практики эксплуатации трубопроводов, анализа причин отказов и технологий восстановления определены приоритетные направления совершенствования капитального ремонта линейной части магистральных нефтепроводов и сформирована концепция безопасного выборочного ремонта без остановки перекачки продукта, базирующаяся на оценке напряженно-деформированного состояния восстанавливаемой трубы.

2. Предложенные методика и модель расчета напряженно-деформи-рованного состояния ремонтируемого участка основаны на анализе полной энергии системы "упругоискривленный нефтепровод -транспорти-руемый поток - грунт" и учитывают рабочие, специфические ремонтные напряжения.

3. Для обеспечения безопасности восстановительных мероприятий разработаны рекомендации по режимам производства ремонтных работ, учитывающие длительность эксплуатации нефтепровода и наличие дефектов в его стенке.

4. При выявлении необходимости вывода линейных участков нефтепроводов в ремонт предложена методика комплексного количественного учета негативных факторов эксплуатации ("деградации" металла труб, повторно-переменного нагружения внутренним давлением, коррозии), реализуемая с помощью оценки накопившегося в стенке трубы повреждения.

5. Разработаны аналитические зависимости, позволяющие на основе исследования процесса концентрации напряжений и деформаций в зоне дефекта определять уровень напряжений в стенке выводимого в ремонт нефтепровода, что дает возможность более точно оценивать напряженно-деформированное состояние ремонтируемого участка, гарантируя, тем самым, его целостность.

6. По результатам исследования напряженно-деформированного состояния ремонтируемого нефтепровода установлено, что не учитываемая в нормативно-технической документации продольная сила, создаваемая подземными прилегающими зонами, зависит от схемы взаимодействия трубы с грунтом и вызывает значительные осевые напряжения в стенке трубы.

7. Безопасная технология производства ремонтных работ без остановки перекачки продукта реализуется с помощью предложенной в работе модели оперативной оценки напряженно-деформированного состояния восстанавливаемого нефтепровода посредством выбора следующих технологических параметров ремонта - высоты подъема грубы, протяженности вскрытой части и количества трубоукладчиков. 8. Результаты выполненных исследований являются основанием для практической реализации мероприятий по ранжированию выводимых в ремонт линейных участков и выбору технологических параметров

233 капитального ремонта нефтепроводов без остановки перекачки продукта, обеспечивающих безопасность производства работ на объектах АК "Транснефть".

5 COLOR 11,1 :CLS

7 PRINT" ПРИБЛИЖЕНИЕ КОРНЯ"," ЛЕВАЯ ЧАСТЬ УРАВНЕНИЯ": PRINT

8' ЛЕВАЯ ЧАСТЬ ( F) УРАВНЕНИЯ ОТ А ДОЛЖНА БЫТЬ ОТРИЦАТЕЛЬНОЙ

9' ОТВ - ПОЛОЖИТЕЛЬНАЯ S - СИГМА 10 A=.1:B=3.0:EPS=.000001

20 S=(A+B)/2

30 E=(1/M)*I*I 40 H=.5*=(l/M)* =(1-М) 50 G=(l+1/A))* =(1/M)*N

60 C=(2A(1.2*S))*(SA(1.2*S+.2))

70 F=(-.125 +SQR(1.25*C+.016))*(.1+SQR(.8*C+.01))-4*S*S

80 F=F

75 PRINT S„F;:LOCATE ,55:МРиТ"НАЖМИТЕ ВВОД", PPP 80 IF F<0 THEN A=S ELSE B=S 90 IF B-A>EPS GOTO 20

100 PRINT "КОРЕНЬ С ТОЧНОСТЬЮ" EPS" РАВЕН "(B+A)/2

1. Агапкин В.М., Челинцев С.Н. Перекачка высоковязких и застывающих нефтей и нефтепродуктов за рубежом М.: ВНИИОЭНГ, 1974.-88с.

2. Азметов Х.А., Кульчидин С.Г. Современные способы капитального ремонта магистральных нефтепроводов. Трубопроводный транспорт нефти. -М.:1997.-№6.-С. 22-24.

3. Азметов Х.А. Перспективы применения средств внутритрубной диагностики и переход к технологии капремонта по фактическому состоянию трубопровода / РНТС "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов."- М.: ВНИИОЭНГ. 1992.-№5. С. 9-13.

4. Азметов Х.А. Реконструкция сложных участков линейной части магистральных нефтепроводов. Дисс. док. тех.наук. Уфа, 199.-342 с.

5. Айнбиндер А.Б., Камерштейн А.Г. Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость. Справочное пособие. М.: Недра, 1984.

6. Айнбиндер А.Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость. М. - Недра, 1991.

7. Аксельрод Э.Л., Ильин В.П. Расчет трубопроводов. Л.: Машиностроение, 1972. - 240 с.

8. Аникин Е.А. Исследование технологии укладки стальных магистральных трубопроводов. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. М., 1966.

9. Аникин Е.А. Напряжение трубопровода при производстве строительно-монтажных работ. "Некоторые вопросы теории и практики сооружения и эксплуатации трубопроводов". ВНИИОЭНГ, М., 1966.

10. Аникин Е.А. Оптимизация параметров схем симметричного подъема трубопровода. В. кн: Совершенствование технологии и организации строительства линейной части магистральных трубопроводов. М.: Изд. ВНИИСТ, 1981.

11. Антипьев В.Н., Стаеков В.М., Чепурский В.Н., Ченцов А.Н. Методы определения остаточного ресурса нефтепроводов. М.Г ТрансПресс, 1995. -48 с.

12. Анучкин М.П. Прочность сварных магистральных трубопроводов. -М.: Гостоптехиздат, 1963. 196 с.

13. Асатурян А.Ш., Петрова Л.Н. О напряженном состоянии трубопровода при несимметричной нагрузке. М.: Нефть и газ, № 7, 1961.

14. Бабич В.К., Гуль Ю.П., Должников И.Е. Деформационное старение стали. М.: Металлургия, 1972. - 320 с.

15. Бате К., Вилсон Е. Численные методы анализа и конечных элементов. М. Стройиздат, 1982. - 448 с.

16. Белевцев А.Т. и др. Расчет контактного переходного сопротивления высокочастотных потенциометров. М.: Измерительная техника, 1969. Вып.1.

17. Березин В.Л. Исследование напряженного состояния магистральных нефтепроводов при капитальном ремонте. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. - М.: 1970.

18. Березин В.Л., Гумеров А.Г., Захаров И .Я., Ращепкин К.Е. и др. Экспериментальное исследование напряженного состояния трубопровода при его подъеме. Труды НИИ Транснефть, № 4 Уфа: НИИ Транснефть, 1965.

19. Березин В.Л., Ращепкин К.Е. Капитальный ремонт нефтепроводов без остановки перекачки. М.: Недра, 1967. - 127 с.

20. Березин В.Л., Ращепкин К.Е., Султанмуратов Х.Ф., Ясин Э.М. Расчет действующего трубопровода на изгиб при подъеме. Уфа.: Известия ВУЗов "Нефть и газ", № 11, 1966.

21. Березин В.Л., Ращепкин К.Е., Тимербаев Н.Ш., Ясин Э.М. и др. Экспериментальное исследование напряженного состояния трубопровода при капитальном ремонте. Известия ВУЗ "Нефть и газ", № 10, 1964.

22. Березин B.JT., Ращепкин К.Е., Телегин Л.Г., Зиневич A.M., Халлыев Н.Х. Капитальный ремонт магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1978. -354 с.

23. Березин Л.В. Иванцова С.Г., Бабков A.A., Халлыев Н.Х. Пособие по расчету технологических параметров ремонтно-строительных потоков. М.: РГУ им. И.М. Губкина, 1999 г.

24. Березин В.Л., Телегин Л.Г., Аникин Е.А. Методические указания по расчету трубопроводов на прочность при строительстве. М., МИНХ и ГП им. Губкина, 1974.

25. Березин В.Л., Шутов В.Е. Прочность и устойчивость резервуаров и трубопроводов. М.: Недра, 1973,- 200 с.

26. Березин В.Л., Ясин Э.М., Азметов Х.А. Выбор конструкции поворотных участков подземных трубопроводов. Строительство трубопроводов. -М.: Недра, 1976 -№-С. 17-19.

27. Березин В.Л., Ясин Э.М., Постников В.В., Жигулев Г.П. Надежность магистральных нефтепроводов. М.: ВНИИОЭНГ, 1971. - 80 с.

28. Богданофф Дж., Козин Ф. Вероятностные модели накопления повреждений. М.: Мир, 1989.

29. Боксерман Ю.И. Основные результаты исследований возможности уменьшения глубины заложения магистральных газопроводов. Сборник "Вопросы добычи, транспортировки и переработки газов". М.: Гостоптех-издат, 1951. - С. 126-135.

30. Болотин В.В. Ресурс машин и конструкций. М.: Машиностроение, 1990.-447 с.

31. Бородавкин П.П., Березин В.Л., Быков Л.И., Григоренко П.Н. Вопросы проектирования и эксплуатации подземных нефте- и продуктопроводов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1972.

32. Бородавкин П.П., Быков Л.И., Григоренко П.Н. Расчет напряженного состояния подземных трубопроводов с учетом реологических свойств грунта. РНТС "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов". М.: ВНИИОЭНГ, 1971. - № 1. - с. 21-23.

33. Бородавкин П.П., Быков Л.И. Экспериментальное определение расчетных характеристик грунта при продольных перемещениях трубопроводов. РНТС "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов". М.: ВНИИОЭНГ, 1967 -№12-с. 7-12.

34. Бородавкин П.П. Механика грунтов в трубопроводном строительстве. М.: Недра, 1976. - 224 с.

35. Бородавкин П.П., Таран В.Д. Трубопроводы в сложных условиях. -М.: Недра, 1976.-224 с.

36. Бородавкин П.П. Подземные магистральные трубопроводы. М.: Недра, 1982.

37. Бородавкин П.П. Подземные трубопроводы М.: Недра, 1973. - 304 с.

38. Бородавкин П.П., Синюков A.M. Прочность магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1984.

39. Бородавкин П.П., Шадрин О.Б. Определения продольного перемещения подземного трубопровода. Строительство трубопроводов. М.: 1965. -№5 -с. 11-13.

40. Будберг В.Ю. Давление насыпей на трубы М.: «Строительство дорог». Вып. 10-11, 1945.

41. Быков Л.И., Григоренко П.Н. Экспериментальное исследование стенки защемления подземных трубопроводов. РНТС "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов". М.: ВНИИОЭНТ, 1970. № 3 - С. 16-18.

42. Васильев Г.Г., Горелов С.А., Кукин Ю.С. Надежность потоков отдельных видов работ в трубопроводном строительстве.- М.: ВНИИПКте-хоргнефтегазстрой, 1986.-48 с.

43. Васильев Г.Г., Кленин В.И., Яковлев Е.И. Перспективные модели развития производственных мощностей по реконструкции объектов трубопроводного транспорта. M.: ВНИИОЭНГ, 1990. - 46 с.

44. Васильев Г.Г., Кленин В.И., Коэтес А. Современные технологии для мониторинга и восстановления трубопроводов. "Нефтяное хозяйство", 1994, №, С. 65-71.

45. Васильев Г.Г., Кукин Ю.С., Короленок A.M. Расчет программы работ по техническому обслуживанию и ремонту трубопроводостроительных машин. М.: "Нефть и газ", 1992. - 47 с.

46. Васильев Г.Г., Яковлев Е.И. Вопросы планирования технического обслуживания и организация ремонта газопроводов. Обз. инф. сер. "Экономика, организация и управление производством в газовой промышленности". М.: ВНИИЭгазпром, вып. 8, 1989. - 57 с.

47. Васильев Г.Г., Яковлев Е.И. Перспективные методы организации ремонтных работ на основе оценки состояния нефтепроводов. Обз. инф. "Транспорт и хранение нефти". М.: ВНИИОЭНГ, 1989.

48. Виноградов C.B. Расчет подземных трубопроводов на внешние нагрузки. М.: Стройиздат, 1980.

49. Вольмир A.C. Устойчивость деформируемых систем. М.: Наука, 1967.- 984 с.

50. Вольский М.И. и др. Прочность труб магистральных нефте- и про-дуктопроводов при статическом и малоцикловом нагружении. ML: ВНИИОЭНГ, ТНТО транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1979. -53 с.

51. Габелая Р.Д. Исследование повышения групповой устойчивости трубоукладчиков при укладке магистральных стальных трубопроводов больших диаметров. Автореферат дисс. канд. тех. наук. М.: 1974.

52. Гайдамак В.В., Березин В.Л., Бородавкин П.П., Ясин Э.М. Надежность нефтепроводов, прокладываемых в неоднородных грунтах. М.: ВНИИОЭНГ, 1975. - 88 с.

53. Галлямов А.К., Черняев К.В., Шаммазов A.M. Обеспечение надежности функционирования системы нефтепроводов на основе технической диагностики. Уфа: Изд. УГНТУ, 1998.-600 с.

54. Горохов Е.В., Брудка Я., Лубиньски М., Зюлко Е., Королев В.П. Долговечность стальных конструкций в условиях реконструкции. М.: Стройиз-дат, 1994,-48с.

55. Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Гумеров P.C., Векштейн М.Г. Аварийно-восстановительный ремонт магистральных нефтепроводов. М. Недра, 1998.-272 с.

56. Гумеров А.Г., Гаскаров Н.Х., Мавлютов P.M., Азметов Х.А. Методы повышения несущей способности действующих нефтепроводов. Обзор, серия "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов"-. М.: ВНИИОЭНГ, 1983. -вып. 2-50 с.

57. Гумеров K.M., Гумеров А.Г., Гумеров P.C. и др. Оценка технического состояния элементов магистральных нефтепроводов. Сб. научн. тр. Уфа: ИПТЭР, 1996. - С. 10-22.

58. Гумеров А.Г., Гумеров P.C., Зайнуллин P.C., Росляков A.B. Системный подход к обеспечению безопасности магистральных трубопроводов. Тез. докл. "Проблемы механики сплошных сред в системах добычи и транспорта нефти и газа". Уфа, 1998. - С. 3-13.

59. Гумеров А.Г., Зайнуллин P.C. и др. Старение труб нефтепроводов. -М.: Недра, 1995.-218 с.

60. Гумеров А.Г., Зайнуллин P.C. и др. Восстановление работоспособности труб нефтепроводов. Уфа.: Башкирское книж. изд., 1992.-237 с.

61. Гумеров А.Г., Мавлютов P.M., Азметов Х.А. и др. Вопросы подъема и центровки труб при ремонте нефтепроводов. Обзор, серия "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов". М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - № 10. - 50 с.

62. Гумеров А.Г., Фатхуллина P.A., Азметов Х.А. Определение продольных напряжений и перемещение криволинейных участков подземных трубопроводов. Сб. науч. тр. «Надежность магистральных нефтепроводов»ю -Уфа, ВНИИСПТнефть, 1979 г. №25. с.42-46.

63. Гумеров А.Г., Хайруллин Ф.Г., Ямалеев K.M., Султанов М.Х. Влияние дефектов на малоцикловую усталость металла труб нефтепроводов. М,: ВНИИОЭНГ, 1983. вып. 12. - 59 с.

64. Гумеров А.Г., Ямалеев К.Н., Гумеров P.C., Азметов Х.А. Дефектность труб нефтепроводов и методы их ремонта. М.: Недра, 1998. - 240 с.

65. Гумеров А.Г., Ямалеев K.M., Собачкин A.C. Изменение структуры и напряженного состояния трубных сталей в процессе воздействия ударной волны. Сб. научн. тр. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1981. - Вып. 4. - С. 22-24.

66. Гусенков А.П. Прочность при изотермическом и неизотермическом малоцикловом нагружении. М.: Наука, 1979. - с. 136-177.

67. Гутман Э.М. Механохимия металлов и защита от коррозии. М.: Металлургия", 1974.-230 с.

68. Демченко В. Г. Явления местной потери устойчивости магистральных трубопроводов. Строительство трубопроводов. М., 1975. - №10 - С. 1618.

69. Доннел Л.Г. Балки, пластины, оболочки. М.: Наука, 1982.

70. Дудоладов Ю.А. Исследования повышения устойчивости трубоукладчиков. Автореф. дисс. канд. техн. наук. М.Д966.

71. Завойчинский Б.И. Долговечность магистральных и технологических трубопроводов. М.: Недра, 1992. - 265 с.

72. Зайнуллин P.C., Гумеров А.Г., Морозов Е.М., Галюк В.Х. Гидравлические испытания действующих нефтепроводов. М.: Недра, 1990.

73. Зайнуллин P.C. Механика катастроф. Обеспечение работоспособности оборудования в условиях механохимической повреждаемости. М.: МИБ СТС, 1997.-426 с.

74. Зайцев К.И. О проблеме ремонта и реконструкции нефтегазопровод-ных систем России. Трубопроводный транспорт нефти. М.: 1994. - №3. - С. 11-14.

75. Иванцова С.Г. Влиямие деформации подземных участков, прилегающих к открытой части ремонтируемого трубопровода, на величину развивающихся максимальных напряжений. Депонированная рукопись № 1405- Г 398 №Ю/39. М.: ИРЦ Газпром, 1998.

76. Иванцова С.Г. Влияние свойств грунта на продольные перемещения прилегающих участков поднятого трубопровода при его капитальном ремонте. Депонированная рукопись № 1391 Г 397 № 3/37. М.: ИРЦ Газпром, 1998.

77. Иванцова С.Г. Влияние схем подъема ремонтируемого трубопровода на величину продольных перемещений. НТС "Транспорт и подземное хранение газа". М.: ИРЦ Газпром, 1998. Вып. 5. С. 44-52.

78. Иванцова С.Г. Изменение продольных напряжений с учетом нелинейности параметров нагружения поднимаемого при ремонте трубопровода. Депонированная рукопись № 1393 г 397 №3/37. М.: ИРЦ Газпром, 1998.

79. Иванцова С.Г. Идеализация ремонтируемого трубопровода в рамках математической формализации задачи оценки НДС. Депонированная рукопись №1407 Г 398 №1/51. М.: ИРЦ Газпром, 1999.

80. Иванцова С.Г. Исследование режимов работы трубопроводов нестабильных жидкостей. В сб. Научно-технический прогресс нефтяной промышленности. г. Баку, 1992.

81. Иванцова С.Г. Определение осевых напряжений в сечениях поднимаемого при ремонте трубопровода. НТС «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт». М.: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1997. Вып. 3. С. 36-40.

82. Иванцова С.Г., Поляков В.А. Расчет максимальных напряжений ремонтируемого трубопровода с учетом деформации прилегающих участков. НТС «Транспорт и подземное хранение газа».- М.: ИРЦ Газпром, 1998 г., Вып. 6. С. 25-30.

83. Иванцова С.Г., Поляков В.А. Об оценке напряженно-деформированного состояния трубопровода при капитальном ремонте с учетом действия продольных сил. НТС «Транспорт и подземное хранение газа»,-М.: ИРЦ Газпром, Вып. 3. С. 10-18.

84. Иванцова С.Г., Петренко Д.В. Совершенствование системы ТОиР КС магистральных газопроводов. Тез. докл. 11 научн,- техн. конференции молодых ученых специалистов МИНГ им. И.М. Губкина. М.: МИНГ им. И.М. Губкина, 1990.

85. Иванцова С.Г. Территориальная организация обеспечения ГПА МГ запасными частями. Экспресс информация. Серия: Транспорт, переработка и использование газа в народном хозяйстве. М.: ВНИИЭГазпром, 1985. Вып. 8-С. 25-27.

86. Иванцова С.Г., Теряев И.С. Структурное распределение узлов и детали КС магистральных газопроводов. В кн. « Эксплуатационная надежность газотранспортного оборудования». Сб. научн. тр. ВНИИгаза. М.: ВНИИГаз. 1985.

87. Иванцова С.Г. Учет дефектов при типизации участков трубопроводов, выводимых в ремонт, и их прочностных расчетах. Депонированная рукопись № 1408-Г398 №1/51,-М.: ИРЦ Газпром, 1999.

88. Иванцова С.Г., Шибнев A.B. Использование диагностической модели ГПА для дефектации и планирования запасных частей. Тез. док. Всесоюзной научн. технической конференции. «Проблемы добычи транспорта и переработки нефти и газа». Оренбург, 1991.

89. Иванцова С.Г. Комплексная оценка коррозионного износа стальных трубопроводов в процессе эксплуатации. Тез. докл. научн.- тех. семинара «Современные методы и средства защиты и диагностики трубопроводных систем». -М, 1999. С. 23-24.

90. Иванцова С.Г. Напряженно-деформированное состояние трубопровода при его капитальном ремонте. 52-я межвузовская научно-техническая конференция «Нефть и газ» ГАНГ им. И.М. Губкина, 21-23 апреля, 1998 г., -с 5.

91. Иванцов О.М. Предложения по повышению продольной устойчивости магистральных трубопроводов. М.: 1983. - №9 - С. 27-29.

92. Иванцов О.М., Харионовский В.В., Черний В.П. Сопоставление методик расчета магистральных трубопроводов по нормам России, США, Канады и европейских стран. М.: ИРЦ Газпром, 1996. - 50 с.

93. Иванцов О.М., Харитонов В.И. Надежность магистральных трубопроводов,- М.: Недра, 1989. 166 с.

94. Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах. РД 39-110-91. Утв. Министерством нефт. и газ. промышленности 28.10.91. Столяров Р.Н., Гумеров P.C., Галеев H.H. и др. Уфа: ИПТЭР, 1992.-154 с.

95. Камерштейн А.Г., Скоморовский Я.З. Расчет защемления трубопровода в грунта. Строительство трубопроводов. М., 1965. - №4 - С. 8-10.

96. Камерштейн А.Г. Строительство трубопроводов в районах горных разработок. М. Госстройиздат, 1957. - 148 с.

97. Камерштейн А.Г. Условия работы стальных трубопроводов и резервы их несущей способности М.: Издательство литературы по строительству, 1966.-242 с.

98. Каталог технических средств для аварийно-восстановительных работ на магистральных нефтепроводах. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1983. - 205 с.

99. Карзов Г.П., Леонов В.П., Тимофеев В.Г. Сварные сосуда высокого давления. М.: Машиностроение, 1982.

100. Кершенбаум Н.Я. Использование тригонометрических рядов для определения изгиба плети трубопровода, М.: Строительство трубопроводов, №2,1969.

101. Кершенбаум Н.Я., Липович АЛ. Контроль нагружения кранов-трубоукладчиков. Тематический научно-технический обзор. М., ВНИИ-Эгазпром, 1972. - 27 с.

102. Клейн Т.К. Расчет подземных трубопроводов. М.: Стройиздат, 1969.-240 с.

103. Клементьев А.Ф. Устойчивость магистральных трубопроводов в сложных условиях. М.: Недра, 1985. -112 с.

104. Когаев В.П., Махутов H.A., Гусенков АЛ. Расчет деталей машин и конструкций на прочность и долговечность. М.: Машиностроение, 1985.

105. Коллакот Р. Диагностика повреждений. М.: Мир, 1989.

106. Кофман А. Методы и модели исследования операций. М.: Мир, 1966.-523 с.

107. Крылов А.Н. О расчете балок на упругом основании. Издат. АН СССР, 1931.

108. Кузнецов A.A. Надежность конструкции баллистических ракет. -М.: Машиностроение, 1978. 256 с.

109. Леонтьев Е.В., Ефремов В.А., Стурейко О.П. Обоснование программы и оценка системного эффекта реконструкции магистральных газопроводов. Сб. тр. «Магистральный транспорт природного газа» М.: ВНИИГаз, 1989. С. 143-148.

110. Лившиц Л.С., Левин С. М. Стали для оборудования нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1995. - 287 с.

111. Лукаш П.А. Основы нелинейной строительной механики. М.: Стройиздат. 1978.

112. Мазур И.И., Иванцов О.М., Молдованов О.И. Конструктивная надежность и экономическая безопасность трубопроводов. М.: Недра, 1990. -264 с.

113. Макаров Г.И. и др. Расчет сварных (неразъемных) и разъемных соединений сварочной единицы. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Каф. технической механики. М.: 1999.- 50 с.

114. Маслов JI.C., Росляков A.B. Исследование долговечности магистральных нефтепроводов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1983. №4. 59 с.

115. Маслов JI. С., Березин В.П. Напряженное состояние трубопровода при капитальном ремонте с учетом действия продольных сил. Известия ВУЗ «Нефть и газ», № 11, 1967.

116. Махутов H.A. Расчет прочности элементов конструкций при малоцикловом нагружении. М.: НТС стран членов СЭВ, 1987.

117. Методика оценки статической прочности и циклической долговечности магистральных нефтепроводов. Гумеров А.Г., Гумеров P.C., Гумеров K.M., Ямалеев K.M. и др Уфа: ВНИИСПТнефть, 1990. -88 с.

118. Методика определения остаточного ресурса трубопроводов с дефектами, определяемыми внутритрубными инспекционными снарядами. -М.: АК «Транснефть», 1994.

119. Методика оценки работоспособности труб линейной части нефтепроводов на основе диагностической информации. РД. 39-00147105-001-91 Гумеров А.Г, Зайнуллин P.C., Гумеров P.C. и др. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1992.- 141 с.

120. Методика оценки остаточного ресурса участка трубопровода. М.: СП СЖ - Энергодиагностика, 1992.

121. Методика оценки работоспособности труб линейной части нефтепроводов на основе диагностической информации. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1992.

122. Методика расчета прочности и устойчивости ремонтируемых линейных участков магистральных нефтепроводов с учетом дефектов, обнаруженных при диагностическом обследовании. Уфа: ИПТЭР, 1998.

123. Методика определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах. Утв. Минтопэнерго. Гумеров А.Г.,

124. Гумеров P.C., Азметов Х.А., Идрисов Р.Х. и др. М.: АК «Транснефть.», 1996.58 с.

125. Методика расчета на прочность и устойчивость ремонтируемого участка нефтепровода диаметром 219-1220 мм. Ращепкин К.Е., Гумеров А.Г., Азметов Х.А. и др. Уфа: ВНИИСПТнефть. 1976. - 60 с.

126. Методические рекомендации по расчетам конструктивной надежности магистральных газопроводов. М.: ИРЦ Газпром, 1997. - 125 с.

127. Норматив-табель технического оснащения ремонтно-строительной колонны для магистральных трубопроводов. РД 39-026-90. Гумеров А.Г., Гумеров P.C., Азметов Х.А. и др. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1990. - 24 с.

128. Одинч И.А. Допускаемые напряжения в машиностроении и циклическая прочность металлов. М.: Машгиз, 1962.

129. Партон В.З., Морозов Е.М., Механика упруго-пластического разрушения. -М.: Наука, 1985 .

130. Партон В.З., Перлин П.И. Методы математической теории упругости. -М.: Наука, 1981.

131. Петров И.П., Айнбиндер А.Б. Перемещение подземных трубопроводов в местах выхода на поверхность. Строительство трубопроводов. М.: 1968.-№1.-С. 17-20.

132. Петров И.П., Камерштейн А.Г., Долгов В.Г. Расчет напорных стальных трубопроводов на прочность. Госстройиздат, 1955. 168 с.

133. Петров И.П. Проектирование арочных переходов с учетом горизонтального смещения оснований. Строительство трубопроводов. М.: 1966. №3 -С. 18-22.

134. Петров И.П., Спиридонов В.В. Надземная прокладка трубопроводов. М.: Недра, 1973. - 472 с.

135. Пирожков В.Г. Макаров Г.И. Расчет балки на прочность и жесткость при изгибе и прочностной расчет бруса при сложном сопротивлении. -М.: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1997. 56 с.

136. Положение о капитальном ремонте магистральных нефтепроводов с заменой труб. Гостехнадзор Р.Ф. Гумеров М.Н. и др. Уфа: ИПТЭР, 1997. - с 22.

137. Поляков Г.Н., Яковлев Е.И., Иванцова С.Г. и др. Управление обслуживанием магистральных трубопроводов. Ленинград: Недра, 1994. -С.356.

138. Постнов В.А., Хархурим И.Я. Метод конечных элементов в расчетах судовых конструкций. Л.: Судостроение, 1974.

139. Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов. РД 39-132-94. Утв. Министерством нефтяной промышленности СССР. Шарифуллин Ф.М., Гумеров А.Г., Азметов Х.А. и др. М.: НПО ОБГ, 1994. - 36-47. - 350 с.

140. Правила безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов. М.: Недра, 1989. -112 с.

141. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов. РД 39-30-114-78. Утв. Мин-ом нефтяной промышленности 14.12.78. Ращеп-кин К.Е., Гумеров А.Г., Овчинников М.С. и др. М.: Недра 1979. - 159 с.

142. Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов. РД 39.00147105-015-98. Гумеров А.Г., Гумеров P.C., Азметов Х.А., Хамматов Р.Г. и др. Уфа: ИПТЭР, 1998.-194 с.

143. Прево Р. Расчет на прочность трубопроводов, заложенных в грунт. -М.: Стройиздат, 1964. 123 с.

144. Прочность сварных соединений при переменных нагрузках. Под ред. Труфякова. Киев.: Наукова Думка, 1990.

145. Расчет и проектирование систем трубопроводов. Справочное издание. М.: Гостоптехиздат, 1961. - 474 с.

146. Расчет на прочность обвязочных трубопроводов. М.: ВНИИСТ, ВСН. 185-86. Миннефтегазстрой.

147. Ращепкин К.Е., Березин B.JI. К вопросу о напряженном состоянии трубопровода при капитальном ремонте. Известия ВУЗ «Нефть и газ», №5,1965.

148. Расщепкин К.Н. Обслуживание и ремонт линейной части магистральных нефте- и продуктопроводов. М.: Недра, 1969. 358 с.

149. Рекомендации по учету старения трубных сталей при проектировании и эксплуатации магистральных нефтепроводов. Утв. Главтранснефтью 25.03.88. Ямалеев K.M., Саррак В.И., Козлов Э. В., Уфа: ВНИИСПТнефть, 1988.-29 с.

150. Ржаницын А.Р. Строительная механика. -М.: Высшая школа, 1982.

151. Ржаницин А.Р. Теория расчета строительных конструкций на надежность. М.: Стройиздат, 1978. - 237 с.

152. Розин Л.А. Метод конечных элементов в применении к упругим системам. -М.: Стройиздат, 1977.

153. Савин Г.Н., Тульчий В.И. Справочник по концентрации напряжений. -Киев: Вищашкола, 1976.-412 с.

154. Сегерлинд Л. Применение метода конечных элементов. М.: Мир,1979.

155. Сиратори М., Миеси Т., Мацусита X. Вычислительная механика разрушения. М.: Мир, 1986.

156. Семенов В.Г. Попов М.В., Ильин А.И. Техническое перевооружение и реконструкция. Л.: Лениздат, 1988. - 79 с.

157. Серенсен C.B., Когаев В.П., Шнейдерович P.M. Несущая способность и расчеты деталей машин на прочность. -М.: Машиностроение, 1975.

158. Серенсен C.B. Прочность при малоцикловом нагружении. М.: Наука, 1975.• 189. Скоморовский Я.З. Особенности расчета на прочность трубопроводов для перекачки газа, содержащего сероводород. Строительство трубопроводов. М„ 1975. - №11. - С. 24-25.

159. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы. Минстрой России, ГУПЦПП, 1977.-60 с.

160. Соколов С.М., Лукошкова Н.К. Экспериментальное исследование продольных перемещений подземных трубопроводов в торфе. Тез. докл. научно.-практической конференции «Проблемы нефти и газа Тюмени». Тюмень, 1973. - Вып. 19. С. 5-7.

161. Соколов Д.Л. Прогнозирование ремонтных работ на выпученных участках трубопроводов по критерию конструктивной надежности. Дисс. канд. тех. наук. М.: 1990.

162. Сощенко А.Е., Иванцова С.Г., Рахманов Ф.Г. Диагностика утечек на магистральных газопроводах.Тез. докл. Респ. научн. техн. конференции «Диагностика трубопроводов». - Кременчуг, 1991.

163. Спиридонов В.В., Айнбиндер А.Б. Причины выпучивания участков газопроводов, проложенных в Средней Азии. Строительство трубопроводов. -М.: 1970. Вып. 2. - С. 14-15.

164. Табель технического оснащения служб капитального ремонта магистральных нефтепроводов. РД -39-00147105-011-97. Утв. АК «Транснефть» 30.10.97. Гумеров А.Г., Гумеров P.C., Азметов Х.А., Хамматов Р.Г. и др. -Уфа: ИПТЭР, 1997.-41 с.

165. Таран В.Д., Аникин Е.А. Определение минимального числа трубоукладчиков для производства изоляционно-укладочных работ. «Сооружение газонефтепроводов и конструкций». М., Недра, 1967.

166. Таран В.Д. Сооружение магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1964. - 544 с.

167. Тарасенко A.A. Напряженно-деформированное состояние вертикальных стальных резервуаров при ремонтных работах. М.: Недра, 1999. -270 с.• 199. Тимошенко С.П. Войновский Кригер С. Пластинки и оболочки. -М.: Наука, 1966.-635 с.

168. Тимошенко С.П., Гудьер Дж. Теория упругости. М.: Наука, 1979.

169. Тонкостенные оболочечные конструкции. Перевод с английского Бомштейна К.Г., Васильева A.M.- М.: Машиностроение, 1980.

170. Тутнов И.А. Подходы к определению срока безопасной эксплуатации магистральных трубопроводов. Трубопроводный транспорт нефти. М.: 1997. -№11,- С. 9-15.

171. Фаткуллина P.A., Азметов Х.А. Расчет на прочность и выбор рациональной длины однопролетного перехода. Сб. науч. тр. «Надежность магистральных нефтепроводов»,- Уфа: ВНИИСПТнефть, 1980,- С. 37-40.

172. Феодосьев В.И. Сопротивление материалов. М.: Наука. 1970. -544 с.

173. Филоненко Бородич М.М., Изюмов С.М., Олисов Б.А и др. Курс сопротивления материалов. - М.: Государственное издательство технико-теоретической литературы, часть II, 1956. - 540 с.

174. Флорин В.А. Основы механики грунтов JL: Госстройиздат, 1960. -Т.1.-357 с.

175. Флорин В.А. Основы механики грунтов. Л.: Госстройиздат, 1961. -т. II. - 543 с.

176. Цикерман Л.Л. Диагностика коррозии трубопроводов с применением ЭВМ. М.: Недра, 1972. - 238 с.

177. Цикерман Л. Я. Долгосрочный прогноз опасности грунтовой коррозии металлов. М.: Недра, 1966.

178. Циклическая вязкость разрушения металлов и сплавов. Под. ред. Ивановой И.И., Гуревича С.Е. М.: Наука, 1981.

179. Школьник Л.М. Методика усталостных испытаний. М.: Металлургия, 1978.

180. Шелоумов П.М. Уменьшение температурных напряжений в магистральных трубопроводах путем укладки их вертикальной змейкой. Труды науч. тех. конференции по вопросам проектирования и строительства магистральных трубопроводов. ВНИТО нефтяников, 1948.

181. Шутов В.Е. Основы теории расчета строительных конструкций. -М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина. 1971. 114 с.

182. Шор Л.Б., Кузьмин Ф.И. Таблицы анализа и контроля надежности. -М.: Советское радио, 1968.

183. Черняев В.Д., Черняев К.В., Березин В.Л. и др. Системная надежность трубопроводного транспорта углеводородов. М.: ОАО «Изд. Недра», 1997.-517 с.

184. Эпштейн Г.З., Куйбышев O.A. Высокоскоростная деформация и структура металлов. М.: Металлургия, 1988. -198 с.

185. Яковлев Е.И. Куликов В.Д. Поляков В.А. и др. Моделирование задач эксплуатации систем трубопроводного транспорта. М.: ВНИИОЭНГ, 1992.-360 с.

186. Яковлев Е.И., Иванцова С.Г. Обеспечение работоспособности и оценка надежности технического оборудования газотранспортных систем. PC «Транспорт : наука, техника, управление» М.: ВИНИТИ, 1991. Вып.З

187. Яковлев Е.И., Иванцова С.Г., Шибнев A.B. Расчет и прогнозирование эксплуатационной надежности газотранспортных систем. PC «Транспорт: наука, техника, управление», М.: ВИНИТИ, 1991. Вып.1

188. Ямалеев К.Н. Пауль A.B. Структурный механизм старения трубных сталей при эксплуатации нефтепроводов. Нефтяное хозяйство, 1988. М. -№11. - С.61-63.

189. Ямалеев K.M., Азметов Х.А. Определение усталости и старения металла демонтированных труб магистральных нефтепроводов. Сб. науч. тр. «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов». -Уфа: ИПТЭР, 1997. №57. - С. 58-62.

190. Ясин Э. М., Спеляниди Г.И. Напряженное состояние трубопроводных узлов подземного исполнения. РНГС «Транспорт и хранение нефти- и нефтепродуктов». М.: ВНИИОНГ, 1975. - №5. - С. 14-16.

191. Ясин Э.И., Азметов Х.А. Прочность и устойчивость подземных трубопроводов на выпуклых участках рельефа. РНГС «Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья» М.: ВНИИТЭнефтехим, 1974. -№2.-С. 16-18.

192. Ясин Э.М. Изгиб и устойчивость трубопроводов в вертикальной плоскости. Строительство трубопроводов. -М.: 1973. №2.- С. 20-22.

193. Ясин Э.М. Продольно-поперечный изгиб криволинейных участков магистральных трубопроводов. Сб. науч. тр. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1973. -вып. XI.-С. 191-201.

194. Ясин Э.М., Березин B.JL, Ращепкин К.Е. Надежность магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1972. - 184 с.

195. American National Standard/ ANSI / ASME В. 31.8. Gas Transmission and Distribution Piping Systems.

196. American National Standard ANSI / ASME D 31.4. Liquid Transportation Systems for Hydrocarbons, Liquid Petroleum Gas, Anhydrous Ammonia, and Alcohols.

197. American National Standard. ASME В 31G/ Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines: A Supplement to 1331, Code for Pressure Piping.

198. Augustan I., Sobis T. Wptyw crasuna zmuant wflasnosci mechanicznych budowlanej // Pracc 1ТВ/ Warsawa, 1970. Biskupski J., Slurzales A. Wplyw star-zenia na wiasnosci machaniczne ziacz spawainictwa. - 1962. Вып.6.

199. Biskupski J., Slurzales A., Wplyw starzenia na wiasnosci machaniczne ziacz spawainictwa. Warsawa, 1962. Вып. 6.

200. British Standard. CP 2010: Part 2: Pipelines Design and Construction of Steel Pipelines in Land.266

201. Canadian Standard. CAN / CSA Z 183. Oil Pipe Transportation Systems.

202. Canadian Standard. CAN / CSA Z 184. Gas Pipeline Systems and Materials.

203. Cotrell A.H., Bilby B.A. Dislocations theory building and strain again of iron // Proceedings of the Physical Society. Jan. 1949. - 62 p.

204. Det Norshe Veritas. Rules for Submarine Pipeline Systems.

205. Deutsche Normen. DIN 2413/ Stahlrohre. Berecnung der Wanddiche gegen innendruck.

206. Deutsche Normen. DIN 2470. Teil 2. Gasleitungen aus Stahlrohren mit zul Betriebsdrucken von mehr als 16 bar. Anforderungen an die Rohrleitungsteile.

207. Elter Glaus. Zur Bewertung vor Spannungen in Rohleitungen infolge warmeansdehnung des Systems. "T.V.", 1974,15, № 1, P 25-28.

208. Hofer Peter, Strommer Edmund. Spannungen unterinneren und äusseren Temperatureinwirhugen. "G.W.F." "Gas Erdgas" 1972, 113, №5, P. 242 - 247.

209. Vinson D.J., Burgas J. Natural gas temperatures in buried pipelines. Pipe Line News, 1965, vol. 37, №2. -P.36-38.