автореферат диссертации по безопасности жизнедеятельности человека, 05.26.03, диссертация на тему:Разработка методов повышения безопасности эксплуатации магистральных газопроводов Республики Казахстан

На правах рукописи

КЛИМОВ ПАВЕЛ ВИКТОРОВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

Специальности 05 26 03 - «Пожарная и промышленная безопасность»

(нефтегазовая отрасль) 25 00 19 — «Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степ кандидата технических наук

Ои-^и • —

УФА-2007

003070529

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете

Защита состоится 29 мая 2007 года в 15-30 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212 289 05 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу 450062, Республика Башкортостан, г Уфа, ул Космонавтов, 1

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета

Научный руководитель

доктор технических наук, доцент Гареев Алексей Габдуллович

Официальные оппоненты

доктор технических наук, профессор Буренин Владимир Алексеевич, доктор технических наук, ст науч сотр Султанов Марат Хатмуллинович

Ведущая организация

Филиал «Уфагипротрубопровод» ОАО «Гипротрубопровод»

Автореферат разослан

апреля 2007 года

Ученый секретарь совета

^За Закирничная М М

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Трубопроводные системы транспорта природного газа по условиям их эксплуатации отнесены к категории опасных промышленных объектов Их безопасное функционирование может быть обеспечено, в первую очередь, изучением причин разрушения трубопроводов, лабораторным исследованием природы взаимодействия металла трубы и приэлектродных электролитов как присутствующих в грунтах, так и модифицированных, образующихся при работе системы катодной защиты, а также разработкой на этой основе мероприятий по замедлению процесса коррозионного и коррозионно-механического разрушения (ККМР) линейной части магистральных газопроводов (МГ)

Опыт эксплуатации таких трубопроводов показывает, что наиболее опасными видами разрушения являются общая, язвенная коррозия и коррозионное растрескивание под напряжением (КРН) Причем эти виды ККМР развиваются даже при наличии нормально функционирующей системы катодной защиты Поэтому используемая в настоящее время защита от ККМР стандартными методами на ряде участков МГ «Средняя Азия - Центр» (САЦ) не в состоянии предотвратить аварии и инциденты, связанные с разрушением труб Вопросы, касающиеся защиты МГ от проявлений ККМР, вызванного взаимодействием металла трубы и грунтового электролита, являются актуальными в настоящее время во многих регионах Республики Казахстан (РК), РФ и стран ближнего Зарубежья

Газотранспортная система САЦ, обеспечивающая газом ближнее и дальнее зарубежье, пролегает от Туркменистана через Узбекистан, Казахстан, Россшо и Украину Так, в 2003 году коррозионное растрескивание под напряжением было зафиксировано на Украине Однако после распада СССР отсутствовали литературные данные о проявлении КРН в РК Поэтому проблема подверженности МГ ККМР включая КРН на газопроводах на территории РК является актуальной

В диссертации на основании анализа результатов исследований, проведен-

ных в РК, РФ, за рубежом, и работ автора в области защиты магистральных газопроводов от КРН исследованы условия возникновения и развития КРН в трассовых условиях РК, природа взаимодействия металла и коррозионной среды, влияние катодной поляризации на остаточный ресурс трубопроводов

Кроме того, на ряде участков МГ наблюдаются язвы необычной формы (эллипс с плоским дном) В литературе отсутствуют данные о расчете напряженно-деформированного состояния (НДС) металла для таких дефектов, необходимые, в частности, для определения давления переиспытания участка Поэтому в работе проведено компьютерное моделирование поведения труб, имеющих такие дефекты

Несмотря на большой объем публикаций по указанной проблеме, некоторые вопросы все же остаются неизученными Среди них можно выделить следующие

• изучение особенностей проявления ККМР на трубопроводах Казахстана,

• более глубокое изучение механизма взаимодействия металла труб и коррозионной среды в условиях КРН,

• оценка остаточного ресурса трубопроводов, подвергающихся воздействию КРН и язвенной коррозии,

• разработка действенных методов борьбы с КРН и язвенной коррозией

В связи с вышеизложенным целью работы является совершенствование методов и средств повышения безопасной эксплуатации магистральных газопроводов РК, подверженных КРН и язвенной коррозии

Реализация поставленной цели в диссертационной работе осуществляется путем постановки и решения следующих основных задач

1 Изучение особенностей проявления ККМР на трубопроводах в РК

2 Изучение механизма разрушения магистральных трубопроводов в условиях РК

3 Оценка опасности эксплуатации МГ с коррозионными язвами и трещинами

4 Разработка мероприятий по снижению риска разрушения линейной

части МГ РК

Блок-схема решаемых в диссертационной работе задач представлена на рис 1

Рис 1 Блок - схема решаемых в диссертации задач Научная новнзна:

• изучение металла разрушившихся труб показало, что на ряде участков МГ САЦ, проложенных в сложных грунтовых условиях, коррозионное растрескивание сопровождается интенсивной коррозией Такое явление не характерно для проявления КРН на МГ России и является специфической особенностью разрушений газопроводов Казахстана,

• лабораторные исследования показали, что коррозия развивается по меха-

низму аномального растворения,

• проведенный комплекс исследований образцов металла отказавших газопроводов (механические испытания, металлография, электрохимические исследования и др ) показал, что механизм КРН МГ в РК аналогичен наблюдаемому в РФ,

• обнаружено, что коррозионные язвы на Макатском и Индеровском участках МГ САЦ имеют специфическую геометрию Для таких язв рассчитано НДС металла вблизи концентраторов напряжения в виде язв глубиной 1,5-9 мм При этом показано, что безопасная эксплуатация труб с такими дефектами возможна только при их глубине, не превышающей 1,8 мм

Практическая значимость и реализация результатов работы Разработанные рекомендации по предотвращению и диагностике ККМР внедрены в практику эксплуатации АО «Интергаз Центральная Азия» в виде нормативно - технических мероприятий РК (УМГ «Актюбе» и «Уральск») Апробация работы

Результаты работы докладывались на следующих конференциях научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья» (г Уфа, 2004 г), Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт» (г Уфа, 2005 г, 2006 г), Международной практической конференции «Эффективные решения по реконструкции действующих магистральных газопроводов» (г Алматы, 2005 г), VII специализированной выставке-конференции «ПРОМЭКСПО -2006» (г Уфа, 2006 г), X Международной научно-технической конференции «Проблемы строительного комплекса России» (г Уфа, 2006 г ) Публикации

По теме диссертации опубликовано 16 печатных работ, в числе которых 1 статья в журнале по списку ВАК РФ Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, списка литерату-

ры из 136 наименований Диссертация содержит 119 страниц машинописного текста и включает 49 рисунков, 4 таблицы

Автор выражает искреннюю благодарность профессору И Г Абдуллину за научное консультирование

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении приведена общая характеристика работы, сформулированы цель и основные задачи исследования

В первой главе проведен анализ опубликованных работ по проблеме ККМР нефтегазовых трубопроводов

Впервые, в начале восьмидесятых годов, КРН было выявлено на газопроводах, проложенных в пустынных и полупустынных районах Средней Азии и Казахстана

КРН имело место на прямошовных и спиралешовных трубах диаметром 1020 1420 мм с толщиной стенки 9 18 мм российского, украинского производства и производства стран дальнего зарубежья, имеющих пленочную и ре-зинобигумную изоляцию юлько в местах ее дефектов и отслоений

Дефекты на внешней поверхности трубы проявляются в виде одиночных трещин или их системы, ориентированной, в основном, вдоль образующей трубы Иногда встречаются и случаи поперечного КРН (только в условиях отклонения от проекта)

Трещины зарождаются на внешней поверхности трубопровода в пределах 5-7 часов условного циферблата Развитие отказа происходит путем образования магистральной трещины при ее раскрытии или за счет слияния групп трещин в очаге разрушения, а также за счет образования свищей при сквозном поражении стенки трубы Трещины развиваются хрупко от внешней поверхности трубы (под углом около 90°) и, как правило, с вязким механическим доломом (под углом около 45°)

Коррозионному растрескиванию подвергается как основной металл труб, так и сварные соединения При этом трещина как бы не «замечает» наличия последнего

КРН является довольно длительным процессом Время до разрушения газопроводов составляло 5 16 лет

КРН, в основном, развивается в 20-километровой зоне после компрессорной станции

КРН аналогично щелочной хрупкости стали, обнаруженной в начале XX века Следует отметить, что механизм этого явления в полной мере не объяснен и в XXI веке, хотя были предложны эффективные мероприятия для его предотвращения, полностью исключившие разрушения паровых котлов за счет щелочной хрупкости

Эксплуатация магистрального газопровода «Средняя Азия - Центр» (МГ САЦ), основной магистрали РК, осуществляется около 40 лет Газопровод пролегает в зоне действия следующих природных факторов

Рельеф местности равнинный, зона полупустынь, сухостепная зона, степь, водоемы. На рис 2 приводится карта с примыканием газопроводовов к Каспийскому морю, где показаны районы песков, водоемы и другие характерные географические особенности

Грунты на участках газопровода мелкие маловлажные пески, суглинок, коррозионно особо-агрессивный суглинок засоленный (солончаки), грунт агрессивный к стальным конструкциям, суглинок покровный, от легкого до тяжелого, светлокаштановая почва На рис 3 приводятся районы с особо агрессивными грунтами (солончаки, увлажненные почвы)

Массы опресненных, отсортированных ветром тонко- и мелкозернистых песков на глубине нескольких метров резко сменяются на засоленные хвалын-ские глины, являющиеся водоупором для грунтовых вод атмосферного питания Под барханами образуются линзы вод, нижний слой которых от водоупора засоляется, а верхняя часть остается пресной При этом на огромном пространстве Рын-песков происходят циклические смены обводненности в разное время и на множестве разновысоких участков Такие изменения могут совершаться в течение 5-6 лет

Рис. 2. Схема расположения газопрово- I ~ солончаки, - со-

дов лончаки средние, - ув-

лажненные почвы Рис. 3. Характеристика фунтов » зоне пролегания САЦ Северная часть Западного Казахстана представляет собой область полупустынь. Грунты и почвы засолены. Территория, по которой проходит МГ Оренбург - Новопекон (КС Чижа - КС Уральск), в значительной степени обводнена (заливные луга). В течение года, в связи с изменением атмосферных условий, меняется содержание влаги в 1рунтс, насыщенность его различных слоев, температура и физическое состояние грунта. Глубина промерзания грунтов значительно ниже нижнего уровня трубопровода. Промерзание, оттаивание и неравномерные осадки грунтов являются неблагоприятными факторами с данных условиях. Как видно из вышеизложенного, имеются условия формирования КРН на Казахстанском участке МГ САЦ, связанные с сезонной и многолетней изменчивостью обводненности фунта. При этом возможно проявление специфических особенностей ККМР, характерных для этого региона.

Во второй главе проанализированы отказы МГ САЦ. При этом было показано. что высокая аварийность сохраняется и в наши дни. На рис. 4 приведено на примере Ия дере кого участка МГ САЦ протяженностью 1 00 КМ распределение количества аварий по годам.

Основное внимание уделено выявлениям особенностей проявления ККМР РК. Выло установлено, что КРН явилось причиной 7 разрушений Они распо-

I

I

ложены на Макатском, Ипдерском, Джангалинском участках МГ САД.

S 4

а ,

В 3

£ 2

| 1

Й 0

1987 1SIB 19В9 1990 1991 1993 1994 2001 ?О0? 2003 2004

Рис. 4. Статистика аварий на Индерском ЛПУ (линейное производственное управление)

Основные эксплуатационные параметры на момент аварии приведены ниже.

1) Индерское ЛПУ МГ(18 августа 2004 на 877 км САД 3), па аварийном участке отмечаются признаки КР1 i и плоские глубокие язвы. Р~46 кг/см3; 1220x12,0 мм; сталь 17Г1С; tr~30uC; резииобитумная мастика «Плайкофлексй Ф^-0,8 В.

2) Макатская ЛПУ МГ (17 августа 2004 на 701,8 км, луп пин г САЦ 2), лента «Полдаен»; обертка «Ьидаон»; Р-4&,6 кг/см2; t=30'C; ш=-1.24 В, 1220x12,5 мм, сталь 17ГС.

3) Индерское ЛПУ МГ (29 июля 2001 и 6,5 км от КС «Индер» 786 км МГ САЦ 3), 1220x12,5, сталь 17ГС, Р=48 кг/смг; t=30 °С; ф=-0,65 В; изоляция битумная.

4) Джимталинская J01У МГ (23 декабря 2003, 974,8 км САЦ 2); строительство 1969, битумная паста «Плайкофлекс» ф-- \ ,0 В; Р-39,4 кг/см2; Г-30"С; 1220x12мм; сталь 17ГС.

5) Макатская ЛПУ МГ (17 сентября 2003, 707,5 км САЦ 5), 1220x9,5 мм производства Японии, Р=4й,3 кг/см2.

6) Макатская ЛПУ МГ' (16 июня 2003, 12,5 км от КС Маках, 698,5 км САЦ 5), 1220x9,5 мм; стать 17Г1 С, Р-4,9 км/см2, t=40°C, лента «Поликен», <р=-1,15 В.

7) Индерское ЛПУ МГ (16 мая 2002 САЦ 3); 1020x10 мм; сталь 17Г1С; Р~46 км/см1; t=30°C мастика речи нобитумпая «Плайкофлекс».

Ири определении КУН, в nepvsyïo очередь, обращалось внимание на пали-

чие хрупкой составляющей в изломе, расположение хрупких трещин в нижнем полупериметре трубы и направленность хрупких трещин вдоль образующей трубы, являющихся Основными признаками проявления КРН.

Результаты натурного обследования М а кате кого участка МГ САЦ приведены на рис. 5-8. При этом было обнаружено следующее.

Противокоррозионная изоляция в очаговой зоне разрушения была нарушена. Об этом свидетельствуют катодные отложения на внешней поверхности трубы (рис. 5).

Рис. 5, Катодные отложения (белого Рис. 6. Коррозия на внешней по-цвета) на внешней поверхности трубы верхности трубы

Внешняя поверхность трубы подвержена интенсивной коррозии, несмотря

на работу системы катодной зашиты (рис. 6 - 8), Это связано с высокой коррозионной активностью грунтов.

Рис. 7. Коррозия на внешней поверхности трубы. Отчетливо видна область перехода участка трубы с отслоившейся изоляцией

Рис. Коррозия на внешней поверхности трубы

Анализ излома показал следующее (рис. 9). В очаговой области разрушения обнаружены хрупкие Трещины (угол 90°), раскрытые в процессе развитая аварии. Глубина хрупкой составляющей трещины около половины стенки трубы. Длина хрупкой составляющей - более 180 мм.

На основании вышеизложенного было выяснено, что газопроводы РК подвержены КРН. При этом коррозионные трещины присутствуют на участках с интенсивной общей коррозией. Это является спецификой РК и практически не встречается на газопроводах РФ (только вблизи границы РФ и РК),

Кроме общей коррозии, КРН на Индеровеком участке магистральной газопровода САЦ неоднократно наблюдались язвы необычной формы эллипсоида. Соотношение осей в среднем составляло около 3:2 (вдоль и поперек образующей тела трубы). Причем язвы имеют малые углы закругления. Па рис. 10 приведена одна из таких язв. Результаты изучения механизма образования таких язв к определение безопасности эксплуатации газопроводов с такими дефектами приведены в третьей и четвертой главе.

Расчет но эффективной скорости росга трещины по формуле, предложенной в УГНТУ, показал, что скорость развития разрушений составила около 1 мм/год, что близко к ск'орости развития КР! [ магистральных, газопроводов РФ.

Ряс. 9. Излом в очаговой зоне, Харак- Рис, 10. Коррозионная язва терное для КРП расположение составляющих. Хрупкая (90") составляющая со стороны внешней поверхности трубы и вязкий долом (45 )

В третьей главе рассмотрены результаты лабораторных исследований электрохимических и физико-механических свойств и микроструктуры металла труб отказавших трубопроводов Проведено моделирование развития коррозионных разрушений газопроводов РК

Образцы металла труб из очаговых зон отказавших магистральных газопроводов (сталь 17Г1С), отобранные для проведения механических испытаний и макро- и микроструктурных исследований, вырезались с помощью газовой резки в соответствии с ГОСТ 1452-79 МЧМ СССР, затем фрезеровались, шлифовались и полировались Из отобранного металла также изготавливались стандартные образцы для проведения механических испытаний

Механические испытания проводились в соответствии с ГОСТ 9454-78 (испытания на ударный изгиб) и ГОСТ 1497-73 (испытания на растяжение) Испытания на ударный изгиб проводились на образцах №1 с и - образным надрезом при температуре плюс 20 СС и минус 60 °С Испытания на растяжение проводились на разрывной машине Р5, испытания на ударный изгиб на маятниковом копре МК 30 Испытания проводились на пяти образцах на каждую экспериментальную точку

В результате испытаний было выяснено, что механические характеристики металла отказавшего газопровода соответствуют нормативным значениям Такое соответствие является характерным признаком КРН МГ, наблюдаемым в РФ Этот факт позволяет использовать способы ремонта дефектных участков, применяемых в РФ

Макро- и микроструктурные исследования проводились в соответствии с общепризнанными методиками Образцы шлифовались, полировались и подвергались металлографическому травлению Для микроструктурных исследований использовался насыщенный спиртовый раствор пикриновой кислоты, для выявления макроструктуры — смесь азотной и уксусной кислот

После металлографического травления образцы изучались и фотографировались с помощью стереоскопического микроскопа МБС-9 и металлографического микроскопа МИМ-8

Проведенные макро- и микроструктурные исследованиями показали, что по характеру развития трещины аналогичны наблюдаемым на газопроводах РФ (рис. ¡1 - 12).

Ряс. 11. Топография коррозионной Рис.12. Топография коррозионной трещины <кШ) трещины (х200)

Определение склонности стали Отказавших газопроводов РК изучалось с

помощью снятия потенщюдинамических поляризационных кривых в модель-пом карбон ат-бикарбонатном растворе (Зм. ЫаПСОз ь 1н. N22003). Эксперименты проводили в стандартной трехэлектродной электрохимической ячейке ЯЭС -2.

Микротвердость определялась на приборе ПМТ-4 с последующим расчетом значений на ЭВМ. При этом проводилось не менее 3-х измерений на одну экспериментальную точку.

Поляризационные Кривые и распределение микротвердости вблизи трещин показали (рис. 13 - 14), что КРН РК по механизму аналогично наблюдаемому в РФ. Как это видно из приведенного графика, твердость в вершине трещины выше, чем в устье. Это является характерным признаком проявления КРН к России. На поляризационной кривой наблюдается характерный для КРН пик тока.

Обследование разрушившихся МГ на М а кате ком и Инде ро веком участке МГ САЦ показало, что коррозионные язвы имеют необычную форму эллипса с плоским дном (ем. рис. 10). И работе были выяснены причины их образования. Для этого было проведено лабораторное моделирование. Образцы из стати

17Г1С помещались н карбонат-бикарбонатный раствор и выдерживались в течении 1800 часов при наложении поляризации минус 1,0 В (МСЭ). В результате экспозиции их поверхность подверглась коррозии (рис. 15, а, б). По внешним признакам характер коррозионного поражения аналогичен наблюдаемому на реальном газопроводе. Образование такого коррозионного поражения, несмотря на катодную поляризацию, может быть объяснено с помощью механизма аномального растворения, впервые обнаруженного Л.М. Колотыркиным.

Рис. 15. Коррозионные поражения на поверхности образца

.'С ■*, к; 4 о ь та Плотность тока. А/м^

Рис. 13. Поляризационные кривые стали 17Г1С, отобранной на Макатском участке МГ СА1Д _

Рис. 14. Распределение микротвердости стали у коррозионной трещи-

1400 " л 1200

1«» к« 600 V №

*** 2000 I

В 1600 ■ 13

¡а

100

?00 300 л*

500 ЛГ

500 700 .,'Л

Четвертая глава посвящена расчету наггряженно-деформированвдщ» состояния трубы 1220x12 мм из стали 17ПС с язвами, имеющими малые углы закругления глубиной 1,5-9 мм. Задача решалась в среде программного комплекса 10,0 в трехмерной постановке. Решалась упругая задача. На рис, 16 приведено напряженно-деформированное состояние металла для язи глубиной 9 мм.

__Ш.Е1; Э16-0Э6 <99. ДМ_¿63.813 »и.чзг

а

б

Рис. 16. Напряженно-деформированное состояние в трубе под нагрузкой: а) эпюра распределения интенсивности напряжений; б) эпюра распределения интенсивности упругой деформации

На рис 17 приведено распределение интенсивности напряжений

Дистанция, мм а

Дистанция, мм б

Рис 17 Распределение интенсивности напряжений а) продольное направление, б) поперечное направление

На рис 18 приведено распределение интенсивности деформации

В зоне перехода от дефекта к основному металлу наблюдается резкое изменение интенсивности напряжений, при этом коэффициент концентрации напряжений составляет для поперечного направления примерно 4,0, а для продольного - 2,0

Дистанция мм а

Дистанция, мм б

Рис 18 Распределение интенсивности деформации- а) продольное направление, б) поперечное направление

Общие результаты расчетов максимальных значений интенсивности напряжений и деформаций в зависимости от глубины дефекта приведены на рис 19 По данным зависимостям определяется допустимая глубина дефекта исходя из предельных значении напряжений или деформаций в стенке трубы

Глубина дефекта, мм а

Глубина дефекта, мм б

Рис 19 Зависимость максимальных значений интенсивности напряжений и упругих деформаций от глубины дефекта трубы а) интенсивность напряжений, б) интенсивность деформации

Принимая за предельное состояние значение предела текучести для данной марки стали или предельную деформацию 0,2 %, получаем допустимую величину дефекта 1,8 мм Таким образом, безопасная эксплуатация газопровода с рассмотренными дефектами возможно только при глубине язв, не превышающих 1,8 мм

Пятая глава посвящена разработке рекомендаций по предотвращению коррозионных и стресс-коррозионных разрушений МГ РК Как это было показано в главах 2-3, КРН РК развивается по механизму, аналогичному КРН РФ Поэтому для предотвращения аварийных разрушений линейной части магистральных газопроводов могут применяться мероприятия, хорошо зарекомендовавшие себя на газопроводах РФ Кроме того, как это было показано в главах 2 и 4, газопроводы РК подвержены весьма специфичным видом язвенной коррозии В данной главе приводятся мероприятия, применяемые в РФ, которые могут быть адаптированы для газопроводов РК Эти мероприятия могут быть обобщены следующим образом

- строительство или переукладка трубопроводов с заводской противокоррозионной изоляцией (обязательная качественная изоляция сварных стыков) При этом желательно увеличение толщины стенки трубы на первых километрах после компрессорных станций по ходу газа,

- выборочный ремонт по результатам диагностики,

- полная переизоляция трубопровода на выборочных участках;

- стресс-тест

Выявленные особенности развития ККМР в РК позволяют ввести дополнительные требования к системе диагностики Так, на участках МГ с обнаруженными язвами, имеющими малые углы закругления (Индеровский участок), опасными следует считать дефекты глубиной более 18% от толщины стенки трубы На тех участках, где КРН сопровождается интенсивной общей и язвенной коррозией, по глубине сопоставимой с глубиной трещины (Джангалинский, Индеровский участки), КРН может быть обнаружено по косвенным признакам с применением дефектоскопа, предназначенного для обнаружения общей кор-

розии Это существенно удешевит дефектоскопические исследования В связи с тем, что, как показано в работе, коррозия на Макатском участке МГ САЦ развивается по механизму аномального растворения, для предупреждения ККМР необходимо применение труб с заводской противокоррозионной изоляцией

На основании проведенных исследований могут быть сделаны следующие основные выводы

1 Исследование металла отказавших газопроводов показало, что глубина коррозионных трещин сопоставима с глубиной общей коррозии и коррозионных язв Это позволило научно-обоснованно выбрать методы диагностики КРН применительно к МГ Казахстана

2 Лабораторные исследования металла отказавших газопроводов показали, что механизм КРН в РК аналогичен наблюдаемому в РФ, что позволило рекомендовать к применению мероприятия по предотвращению КРН, применяемые в РФ

3 Для коррозионных язв развивающихся па Макатском и Индеровском участках МГ САЦ, разработан метод оценки безопасности эксплуатации газопроводов, который показал, что вследствие специфической геометрии язв безопасная эксплуатация газопроводов может быть обеспечена только при глубине язвенного поражения менее 2 мм

4 Разработанные нормативно-технические документы и рекомендации используются для повышения безопасности эксплуатации МГ РК

На основании полученных данных разработаны мероприятия, легшие в основу следующих нормативно-технических документов РК, реализованных в практике эксплуатации магистральных газопроводов РК

- «Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов» ПР РК 51 3-002-2004,

- «Правила безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов» ПР РК 51 3-003-2004,

- «Правила технической эксплуатации газораспределительных станций магистральных газопроводов» ПР РК 51 3-004-2004

Основное содержание диссертации опубликовано в 16 научных трудах, из которых 8 опубликованы в изданиях, включенных в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий в соответствии с требованием ВАК Минобразования и науки РФ

1 Пат 15177 Республика Казахстан Способ газопламенного напыления металлических порошков / Климов ПВ и др - 2003/0581 1, опубл 28 04 2003

2 Гареев А Г , Климов П В , Кудакаев С М Внутритрубная диагностика линейной части магистральных газопроводов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья сб тез докл - Уфа ТРАНСТЭК, 2004 - С 45

3 Пат 14999 Республика Казахстан Способ очистки поверхности труб и устройство для его осуществления / Климов П В - № 2003/0627 1, опубл 10 08 2004

4 Климов П В , Гареев А Г Особенности коррозионного растрескивания магистральных газопроводов Республики Казахстан // Трубопроводный транспорт-2005: материалы Междунар уч -науч -практ конф — Уфа Ди-зайнПолиграфСервис, 2005 - С 209-211

5 Климов П В , Толумбаев А 3. Концепция поддержания и повышения эксплуатационной надежности и безопасности линейной части магистрального газопровода // Эффективные решения по реконструкции действующих магистральных газопроводов материалы Междунар практ Конф -Алматы ТОО«ИК "Казгипронефтетранс"», 2005 -С 118-121

6 Климов П В , Толумбаев А 3 , Васильев В Ф Концепция энергосбережения в АО «Интергаз Центральная Азия» // Эффективные решения по реконструкции действующих магистральных газопроводов материалы Междунар практ конф - Алматы ТОО «ИК "Казгипронефтетранс"», 2005-С 58-60

7 Климов П В , Кунафин Р Н Отбраковка труб с дефектами КРН по результатам внутритрубной дефектоскопии // Трубопроводный транспорт-2005

материалы Междунар. уч-науч-практ конф - Уфа ДизайнПолиграф-Сервис, 2005 -С 87-89

8 Кудокаев С М Анализ научных и нормативно-технических источников по отбраковке линейной части магистральных газопроводов и предложения по их развитию ГУачан Ф Ф , Аскаров Г.Р , Аминев Ф М, Файзуллин С М , Аскаров Р М , Климов П В // Наука и техника в газовой промышленности -2005 -С.55 -61

9 Климов П В , Гареев А Г Коррозионные повреждения газопроводов Республики Казахстан // Проблемы строительного комплекса России материалы X Междунар науч -техн конф Уфа УГНТУ, 2006 - Т И- С 234 -235

10 Климов ПВ Коррозия газопроводов Республики Казахстан // Инновационно-промышленный форум тез докл конф «Коррозия металлов, предупреждение и защита» -Уфа Промэкспо,2006 -С 103-104

11 Климов П В Анализ нормативно-технической базы в области промышленной безопасности магистральных газопроводов Республики Казахстан/ Нефтегазовое дело - 2006 - http www ogbus ru, 06 07 2006

12 Климов ПВ Проявление КРН на газопроводах Республики Казахстан/ Нефтегазовое дело - 2006 - http www ogbus ru, 12 07 2006

13 Климов П В , Бердин Н К , Худяков М А, Гареев А.Г Оценка опасности эксплуатации газопровода «Средняя Азия-Центр» с поверхностными дефектами эллиптического типа методом конечных элементов/ Нефтегазовое дело - 2006 - http www ogbus ru, 17 08 2006

14 Климов П В , Гареев А Г Коррозионные повреждения газопроводов Республики Казахстан // Проблемы строительного комплекса России материалы X Междунар науч -техн конф - Уфа. УГНТУ, 2006 - Т 2 - С 234-235

15 Климов П В , Гареев А Г Моделирование язвенного поражения магистральных газопроводов Республики Казахстан // Трубопроводный транспорт - 2006 тез докл Междунар учеб -практ конф - Уфа УГНТУ,

24 ; и

2006 - С 60-62

16 Климов ПВ Условия пролегания магистральных газопроводов Республики Казахстан // Трубопроводный транспорт - 2006 тез докл Между-нар уч -практ конф - Уфа УГНТУ, 2006 - С 56-57.

Подписано в печать 25 04 2007 Бумага офсетная Формат 60x84 1/16 Печать трафареть ая Усл-печ л 10 Уч-изд л 09 Тираж 90 экз Заказ 03 Типогрэсрия й|5ЕТА№ г >фа, Проспект Октября 133

ВВЕДЕНИЕ.

1. Аналитический обзор проблемы ККМР.

1.1. Общие сведения о КРН.

1.2 Характеристика трубных сталей и их подверженность КРН.

1.3. Вил изоляционного покрытия и качество его нанесения.

1.5. Коррозионная активность грунтов.

1.6. Микробиологическое состояние грунтов.

1.7 Влияние эксплуатационных факторов на коррозионное состояние газопроводов.

1.7.1 Давление продукта (газа).

1.7.2 Температура продукта (газа).

1.7.3. Методы диагностики коррозии и КРН на газопроводах.

1.7.4. Существующие методы предотвращения КРН.

1.8. Анализ нормативных документов на предмет их применимости к газопроводам РК.

1.9. Прогнозирование разрушений магистральных газопроводов, вызванных ККМР.

1.10. Условия пролегания газопроводов РК.

Выводы по главе 1.

2. Особенности проявления ККМР РК.

2.1. Анализ отказов магистральных газопроводов РК.

2.2. Коррозионные и коррозионно-механические разрушения магистральных газопроводов РК.

2.3. Определение скорости развития КРН магистральных газопроводов РК .41 Выводы по главе 2.

Глава 3 Исследования электрохимических и физико-механических свойств и микроструктуры металла труб.

3.1. Определение механических характеристик трубных сталей.

3.2. Макро- и микроструктурные исследования трубных сталей.

3.3. Электрохимические исследования.

3.4. Моделирование проявлений коррозионных поражений МГ РК.

Выводы по главе 3.

4. Компьютерное моделирование коррозионных и коррозионно-механических разрушения магистральных газопроводов Республики Казахстан.

4.1. Основы метода конечных элементов.

4. 2. Уравнения равновесия.

4.3. Матрица жесткости.

4.4. Основные задачи и уравнения расчета конструкций.

4.5. Описание конечных элементов комплекса ANSYS.

4.5.1. Описание конечных элементов комплекса ANSYS.

4.5.2. Технология формирования элемента.

4.5.4. Расчетные данные элемента.

4.6. Результаты компьютерного моделирования.

Выводы по главе 4.

5. Разработка рекомендаций по предотвращению коррозионных и стресскоррозионных разрушений магистральных газопроводов РФ.

Трубопроводные системы транспорта природного газа по условиям их эксплуатации отнесены к категории опасных промышленных объектов. Их безопасное функционирование может быть обеспечено, в первую очередь, изучением причин разрушения трубопроводов, лабораторным исследованием природы взаимодействия металла трубы и приэлектродных электролитов как присутствующих в грунтах, так и модифицированных, образующихся при работе системы катодной защиты, а также разработкой на этой основе мероприятий по замедлению процесса коррозионного и коррозионно-механического разрушения (ККМР) линейной части магистральных газопроводов (МГ).

Опыт эксплуатации таких трубопроводов показывает, что наиболее опасными видами разрушения являются общая, язвенная коррозия и коррозионное растрескивание под напряжением (КРН). Причем эти виды ККМР развиваются даже при наличии нормально функционирующей системы катодной защиты. Поэтому используемая в настоящее время защита от ККМР стандартными методами на ряде участков МГ «Средняя Азия - Центр» (САЦ) не в состоянии предотвратить аварии и инциденты, связанные с разрушением труб. Вопросы, касающиеся защиты МГ от проявлений ККМР, вызванного взаимодействием металла трубы и грунтового электролита, являются актуальными в настоящее время во многих регионах Республики Казахстан (РК), РФ и стран ближнего Зарубежья.

Газотранспортная система САЦ, обеспечивающая газом ближнее и дальнее зарубежье, пролегает от Туркменистана через Узбекистан, Казахстан, Россию и Украину. Так, в 2003 году коррозионное растрескивание под напряжением было зафиксировано на Украине. Однако после распада СССР отсутствовали литературные данные о проявлении КРН в РК. Поэтому проблема подверженности МГ ККМР включая КРН на газопроводах на территории РК является актуальной. ных в РК, РФ, за рубежом, и работ автора в области защиты магистральных газопроводов от КРН исследованы условия возникновения и развития КРН в трассовых условиях РК, природа взаимодействия металла и коррозионной среды, влияние катодной поляризации на остаточный ресурс трубопроводов.

Кроме того, на ряде участков МГ наблюдаются язвы необычной формы (эллипс с плоским дном). В литературе отсутствуют данные о расчете напряженно-деформированного состояния (НДС) металла для таких дефектов, необходимые, в частности, для определения давления переиспытания участка. Поэтому в работе проведено компьютерное моделирование поведения труб, имеющих такие дефекты.

Несмотря на большой объем публикаций по указанной проблеме, некоторые вопросы все же остаются неизученными. Среди них можно выделить следующие:

• изучение особенностей проявления ККМР на трубопроводах Казахстана;

• более глубокое изучение механизма взаимодействия металла труб и коррозионной среды в условиях КРН;

• оценка остаточного ресурса трубопроводов, подвергающихся воздействию КРН и язвенной коррозии;

• разработка действенных методов борьбы с КРН и язвенной коррозией.

В связи с вышеизложенным целью работы является совершенствование методов и средств повышения безопасной эксплуатации магистральных газопроводов РК, подверженных КРН и язвенной коррозии.

Реализация поставленной цели в диссертационной работе осуществляется путем постановки и решения следующих основных задач:

1. Изучение особенностей проявления ККМР на трубопроводах в РК.

2. Изучение механизма разрушения магистральных трубопроводов в условиях РК.

3. Оценка опасности эксплуатации МГ с коррозионными язвами и трещинами

4. Разработка мероприятий по снижению риска разрушения линейной части МГ РК.

Блок-схема решаемых в диссертационной работе задач представлена на рис. 1.

ПОВЫШЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ РК

ИЗУЧЕНИЕ УСЛОВИИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ И РАЗВИТИЯ РАЗРУШЕНИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ В ТРАССОВЫХ УСЛОВИЯХ

ИЗУЧЕНИЕ МЕХАНИЗМА РАЗРУШЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ В ЛАБОРАТОРНЫХ УСЛОВИЯХ

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПОВЫШЕНИЮ БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ СИСТЕМЫ ТРАНСПОРТА ГАЗА РК

Рис. 1. Блок - схема решаемых в диссертации задач

Научная новизна:

• изучение металла разрушившихся труб показало, что на ряде участков МГ САЦ, проложенных в сложных грунтовых условиях, коррозионное растрескивание сопровождается интенсивной коррозией. Такое явление не характерно для проявления КРН на МГ России и является специфической особенностью разрушений газопроводов Казахстана;

• лабораторные исследования показали, что коррозия развивается по механизму аномального растворения;

• проведенный комплекс исследований образцов металла отказавших газопроводов (механические испытания, металлография, электрохимические исследования и др.) показал, что механизм КРН МГ в РК аналогичен наблюдаемому в РФ;

• обнаружено, что коррозионные язвы на Макатском и Индеровском участках МГ САЦ имеют специфическую геометрию. Для таких язв рассчитано НДС металла вблизи концентраторов напряжения в виде язв глубиной 1,5 - 9 мм. При этом показано, что безопасная эксплуатация труб с такими дефектами возможна только при их глубине, не превышающей 1,8 мм.

Практическая значимость и реализация результатов работы

Разработанные рекомендации по предотвращению и диагностике ККМР внедрены в практику эксплуатации АО «Интергаз Центральная Азия» в виде нормативно - технических мероприятий РК (УМГ «Актюбе» и «Уральск»).

Апробация работы

Результаты работы докладывались на следующих конференциях: научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья» (г. Уфа, 2004 г.); Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт» (г. Уфа, 2005 г., 2006 г.); Международной практической конференции «Эффективные решения по реконструкции действующих магистральных газопроводов» (г. Алматы, 2005 г.); VII специализированной выставке-конференции «ПРОМЭКСПО -2006» (г. Уфа, 2006 г.); X Международной научно-технической конференции «Проблемы строительного комплекса России» (г. Уфа, 2006 г.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 16 печатных работ, в числе которых 1 статья в журнале по списку ВАК РФ.

На защиту выносятся теоретические обобщения известных и полученных автором результатов исследований в области защиты трубопроводов от ККМР.

Автор выражает искреннюю благодарность профессору И.Г. Абдуллину за научное консультирование.

Выводы по главе 4

1. Компьютерное моделирование позволило проанализировать развитие разрушения трубы с нетипичной язвой, встречающейся на газопроводах РК.

2. Безопасная эксплуатация газопровода с рассмотренными дефектами возможна только при глубине язв, не превышающих 2 мм.

3. На основании проведенных исследований предлагается ужесточить требования к анализу данных внутритрубной дефектоскопии.

5. Разработка рекомендаций по предотвращению коррозионных и стресс-коррозионных разрушений магистральных газопроводов РК

Как это было показано в главах 2-3, КРН РК развивается по механизму аналогичному КРН РФ. Поэтому, для предотвращения аварийных разрушений линейной части магистральных газопроводов могут применяться мероприятия, хорошо зарекомендовавшие себя на газопроводах РФ. Кроме того, как это было показано в главах 2, 4, газопроводы РК подвержены весьма специфичным видом язвенной коррозии. В данной главе приводятся мероприятия, применяемые в РФ, которые могут быть адаптированные для газопроводов РК. Эти мероприятия могут быть обобщены следующим образом:

• Строительство или переукладка трубопроводов с заводской противокоррозионной изоляцией (обязательная качественная изоляция сварных стыков). При этом желательно увеличение толщины стенки трубы на первых километрах после компрессоных станциях по ходу газа;

• выборочный ремонт по результатам диагностики;

• полная переизоляция трубопровода на выборочных участках;

• стресс-тест.

Перспективным направлением в области изоляции является создание технологии и применение покрытий на основе экструдированного полиэтилена. Однако указанный вид изоляции выполняется только в условиях заводского нанесения. Это наиболее эффективный, но наиболее дорогостоящий вид борьбы с КРН. условиях материалами на основе термореактивных смол, в том числе эпоксидных, и ежегодно их количество возрастает более чем на 10 %.

Для покрытия труб используют порошок, который наносится распылителями в элетростатическом поле. Порошок отверждается при температуре трубы 200-220 град, около 20 сек. Эпоксидный порошок представляет собой смесь эпоксидной смолы, отвердителя, пигмента, наполнителей тиксотропной и поверхностно-активной добавок.

Высокие защитные свойства порошковой эпоксидной изоляции обусловлены низкими показателями диффузии кислорода, которые в 30-40 раз ниже, чем для полиэтиленовой изоляции.

Особое направление в изоляции занимают полиуретановые материалы. Они применяются для особых условий эксплуатации, так как являются достаточно дорогими. Покрытия рекомендуются для высоких температур перекачиваемого продукта до 80 °С, фасонных деталей и других. Применение их требует определённых условий подготовки поверхности, а также энергоёмкой технологии нанесения.

Существует ряд общепринятых критериев, которым должно отвечать современный тип изоляционного покрытия:

-нормативный срок службы не менее 33 лет;

-быть технологичным.

Обозначенный нами срок 33 года соответствует нормативному сроку службы линейной части МГ от начала строительства. В идеале изоляционное покрытие должно служить столько же, сколько металл трубы. В свою очередь, срок службы металла трубы напрямую зависит от качества изоляции. Учитывая, что внутренней коррозии на магистральном газопроводе нет, газопровод должен служить вечно (т.е. столетия), - на практике такое случается.

Понятие технологичности, применительно к переизоляции, на наш взгляд, включает возможность нанесения качественного изоляционного покрытия в трассовых условиях, а именно:

-возможность использования уже существующего общепринятого оборудования (или с незначительной доработкой), иначе необходимо его заново создавать и сепийно изготавливать:

Г 1 1 J

-либеральные (не строгие) условия по подготовке поверхности под изоляцию (учитывая полевые условия работы, т.е. без пескоструйной обработки и т.п.);

-нежелательно использование котлов с битумом или другой мастикой (это обязывает иметь элементы автоматики для поддержания температуры, источники для нагрева и т.п.), дополнительные требования к технике безопасности для персонала;

-изоляция должна быть стойкой к внешним воздействиям, например температуре, - нельзя считать нормальным положение, когда от изменений температуры изоляция то коробится, то расправляется - это не лабораторные условия;

-стойкая к механическим воздействиям, например от комьев грунта при засыпке и монтажу изолированной трубы, при естественном уплотнении грунта;

-в состав изоляционного покрытия должны входить составляющие, способные бороться с коррозионными процессами и т.д.

В настоящее время установлены основные причины КРН и разработаны рекомендации по сооружению газопроводов, устойчивых к стресс - коррозии (напр. применение труб с заводской изоляцией). Вместе с тем, для уже действующих газопроводов с плёночным изоляционным покрытием трассового нанесения, не удалось разработать эффективные методы остановки или торможения стресс-коррозионных дефектов без их вскрытия. Поэтому, даже неглубокие стресс - коррозионные дефекты представляют опасность для эксплуатации газопроводов в долгосрочной перспективе, глубиной более 0,2 стенки трубы.

Аварии на газопроводах происходили при глубине трещины 0,6 толщины стенки и более. Таким образом, существует вероятность, что в течение нескольких лет после пропуска ВТД аварии по причине КРН не состоятся. Однако, трещины глубиной менее 0,2 толщины стенки - есть они уже зародились способны развиваться и, со временем, привести к очередной аварии.

Своевременный пропуск снарядов (раз в 3 - 5 лет), позволит выявить "очередные подросшие" трещины КРН, произвести замену пораженных участков и так каждые 3-5 лет. Еще в большей степени это относится к коррозионной составляющей этого процесса.

Для ряда участков МГ САЦ (ЛПУ Индер) необходимо ужесточить требования к анализу результатов ВТД. Так для обычных язв глубина дефекта 2 мм является допустимой, а для язв с малыми углами закругления - критической.

Кроме регулирования режимов транспортировки газа возможно влияние на КРН - грунтов через изменение их физических или химических свойств, электрическое сопротивление. Применительно к участкам с выявленными локальными дефектами КРН - это:

- гидрофобизация грунтов;

- добавление в грунты асфальтитов от процесса Добен, природных асфальтитов и т. д.;

-инъектирование грунтов (например, цинковыми растворами) в районе очагов КРН.

Стабильность температуры в районе газопровода будет препятствовать вымыванию грунтов, с изменёнными свойствами.

Эти мероприятия затормозят и будут препятствовать процессам КРН, повышая таким образом надежность эксплуатации газопроводов, подверженных КРН за счет увеличения в два - три раза межремотного цикла.

При новом строительстве, капитальном ремонте с заменой протяжённых участков сооружать:

- линейную часть из труб, в меньшей степени, склонных к КРН, напр. из сталей импортных (Манесман);

- толстостенных труб, напр., предназначенных для 1 категории;

- из труб с заводским изоляционным покрытием.

Кроме того, существуют эксплуатационные способы торможения коррозионных и стресс-коррозионных процессов, напр. поддержание температуры газа на постоянном уровне.

При выявлении случаев КРН на конкретном участке (между кранами) появляется необходимость выработки системы для выбора методов и процессов ремонта, т. е. концепции борьбы с КРН. Приведём основные концептуальные направления:

-обеспечить высокий уровень надёжности в долгосрочной перспективе (снять проблему КРН в принципе);

-обеспечить приемлемую надёжность (с вероятностью аварии средней по отрасли);

-поддерживать надёжность участка минимальными средствами.

За всеми этими критериями, разумеется, стоят в первую очередь, финансовые ресурсы газотранспортной отрасли, возможные (допустимые) сроки остановки трубопровода, техническая оснащённость подрядной организации и т.п.

В настоящее время применяются следующие виды ремонта магистральных газопроводов (МГ), в т. ч. подверженных коррозии и КРН:

-полная замена труб на протяжённых участках;

-замена на коротких участках изоляции и восстановление стенки трубы или частичная замена труб (выборочный ремонт).

Нормативного документа, определяющего критерии вывода в ремонт в РК в «чистом» виде нет. Поэтому в настоящее время выбор таких участков определяют линейные подразделения исходя из собственного видения проблемы, т. е. отраслевого подхода не наблюдается.

Главный критерий - количество аварий на рассматриваемом участке, когда аварийный, выборочный ремонт повторяется многократно. Согласно /88/ существуют два подхода при определении участков для ремонта.

Один подход - выводятся те участки, где были проведены работы по внут-ритрубной дефектоскопии (ВТД). При таком подходе гарантированно восстанавливаются именно те участки, где имеется информация о наличии дефектов, и после проведения ремонтных работ будет обеспечена надёжность данного участка.

Но возможен и другой подход, когда предлагается выводить в ремонт участки по данным электрометрии, шурфовании и полевой диагностики. С учётом данных по отказам и анализа инцидентов, которые там имели место, можно оценить степень необходимости ремонта, а конкретные места дефектов будут определяться после удаления старой изоляции в процессе её замены. Такой подход правомерен, поскольку в этом случае к базе данных по состоянию газопроводов на основе ВТД добавляются ещё и те участки, которые выявляются после снятия изоляции.

Ремонт с заменой протяжённого участка - это наиболее эффективный и наиболее дорогостоящий способ поддержания надёжности. Таким образом, замена участка на трубы из высокопрочных сталей контролируемой прокатки с заводским покрытием способно обеспечить надёжность участка в долгосрочной перспективе. Такой ремонт может производиться в соответствии с требованиями на строительство газопроводов, но с учётом специфики КРН. Технологические схемы ремонта с заменой участка, нашедшие широкое применение в практике ремонта линейной части:

При капитальном ремонте изоляционного покрытия применяют следующие схемы:

-с подъёмом трубопровода в траншеи и его поддержанием во время ремонто ■ 1И)

-с подъёмом и укладкой трубопровода на лёжки в траншее для производства ремонтных работ;

-в траншее с подкопом под трубопровод и с поддержанием его с помощью трубоукладчиков или передвижных опор;

-с подъёмом трубопровода на берму траншеи для производства ремонтных работ с последующей укладкой в старую траншею.

Наибольшее распространение, при переизоляции, получил способ с подъёмом трубопровода в траншее и его поддержанием во время ремонта. При этом, технологические операции выполняют в следующей последовательности:

-разработка траншеи до нижней образующей трубопровода;

-подъём и предварительная очистка от старого изоляционного покрытия с целью визуального и приборного контроля стенки трубы и сварных швов, при необходимости их ремонт, замена отдельных участков;

-подъём, финишная очистка и нанесение нового изоляционного покрытия; -укладка трубопровода на дно траншеи; -присыпка трубопровода, засыпка траншеи и рекультивация.

К преимуществам метода можно отнести то обстоятельство, что он за счёт экономии дорогостоящих труб экономичнее в 1.5-2 раза по сравнению с полной заменой участка. Кроме того, при квалифицированном визуальном и приборном контроле технического состояния очищенной от изоляции трубы, можно устранить практически все обнаруженные дефекты стенки трубы и, таким образом обеспечить надёжность эксплуатации газопровода, а при использовании качественного изоляционного покрытия - снять проблему надёжности линейной части в долгосрочной перспективе.

Участки газопровода, имеющего дефекты типа потери металла глубиной, превышающей величины, определяемые зависимостями (2) и (4), подлежат ремонту сваркой или способом замены катушек.

Очистные машины предназначены для подготовки наружной поверхности трубопроводов под нанесение изоляционных покрытий, т.е. очистки от грязи, пыли, ржавчины или старой изоляции. Изоляционные машины предназначены для нанесения на трубопровод праймера и плёночного изоляционного покрытия любой конструкции и слойности, битумной изоляции холодного нанесения типа ЛИАМ, РАМ, а также изоляции типа «Пластобит» и «Транскор-газ» горячего нанесения.

Привод машин - электрический т. е. В составе ремонтной колонны необходима электростанция (стандартные требования). Для покрытий горячего нанесения, колонна должна быть оснащена котлами для разогрева битума до необходимой температуры.

Выборочный ремонт - ремонт участков трубопроводов с закритическими, критическими и потенциально опасными дефектами, в т. ч. дефектами КРН, выявленными при визуальном контроле стенки трубы или диагностики, напр. по результатам ВТД. По технологии выборочного ремонта осуществляется напр. ликвидация аварии. Выборочный ремонт может проводиться как с остановкой транспорта газа, так и без его остановки, в зависимости от вида дефекта.

Без остановки транспорта газа может проводиться ремонт незначительных повреждений изоляционного покрытия. Такой вид ремонта проводится преимущественно вручную.

Если требуется устранить неглубокие дефекты коррозионного и стресс-коррозионного характера зашлифовкой, - эту операцию возможно проводить без остановки газопровода.

Выборочный ремонт включает следующие основные операции:

-уточнение положения трубопровода;

-уточнение границ ремонтируемого участка;

-снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал;

-вскрытие трубопровода с разработкой траншеи ниже нижней образующей трубы;

-разработку грунта под трубопроводом;

-снятие старого изоляционного покрытия;

-идентификация дефекта визуальными и приборными методами;

-ремонт дефектных мест (зашлифовка, восстановление стенки трубы, монтаж муфт, врезка катушки или заплаты, замена трубы);

-нанесение нового изоляционного покрытия и контроль его качества;

-присыпку с подбивкой грунта под трубопровод и засыпку траншеи;

-техническую рекультивацию плодородного слоя почвы.

Ремонт дефектов сваркой проводился в т. ч. с применением односторонней импульсно-дуговой сварки. Импульсное управление тепловой мощностью дуги активизирует гидродинамические процессы в сварочной ванне, за счёт чего снижаются размеры зоны термического влияния и повышается ударная вязкость по зоне термического влияния, а значит, и работоспособность сварного соединения при циклических нагрузках. ответственно, несущей способности трубы путём ремонта дефектов вышлифов-кой с последующей импульсной заваркой. Для дефектов, образованных полями трещин или расположенных в зоне заводского шва, показана возможность ограничить проводимый ремонт «частичной» заваркой только опасных участков трещин (глубиной более 35% толщины стенки) с последующим восстановлением изоляционного покрытия места ремонта.

2. На основании оценки поведения трещин КРН, при нагружении плети в диапазоне давления до 110 кгс/ кв. см, подтверждена безопасность (сохранения запаса несущей способности труб) для трещин глубиной до 35% от толщины стенки трубы при нормативном проектном давлении эксплуатации (75 кгс/ кв. см). Это позволяет при обнаружении дефектов КРН указанной глубины ограничить ремонтные операции восстановлением изоляционного покрытия дефектной трубы и исключить необходимость их вырезки.

3. Циклические гидроиспытания показали, что ремонт методом вварки заплат обеспечивает несущую способность труб, достаточную для нормативных условий эксплуатации, и является перспективным, а во многих случаях единственно возможным методом ремонта недопустимых стресс-коррозионных повреждений.

Заключение

На основании проведенных исследований могут быть сделаны следующие основные выводы:

1. Исследование металла отказавших газопроводов показало, что глубина коррозионных трещин сопоставима с глубиной общей коррозии и коррозионных язв. Это позволило научно-обоснованно выбрать методы диагностики КРН применительно к МГ Казахстана.

2. Лабораторные исследования металла отказавших газопроводов показали, что механизм КРН в РК аналогичен наблюдаемому в РФ, что позволило рекомендовать к применению мероприятия по предотвращению КРН, применяемые в РФ.

3. Для коррозионных язв развивающихся на Макатском и Индеровском участках МГ САЦ, разработан метод оценки безопасности эксплуатации газопроводов, который показал, что вследствие специфической геометрии язв безопасная эксплуатация газопроводов может быть обеспечена только при глубине язвенного поражения менее 2 мм.

4. Разработанные нормативно-технические документы и рекомендации используются для повышения безопасности эксплуатации МГ РК.

На основании полученных данных разработаны мероприятия, легшие в основу следующих нормативно технических документов РК, реализованных в практику эксплуатации магистральных газопроводов РК.

4. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов ПР РК 51.3-002-2004.

5. Правила безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов ПРРК 51.3-003-2004.

6. Правила технической эксплуатации газораспределительных станций магистральных газопроводов ПР РК 51.3-004-2004.

Кроме регулирования режимов транспортировки газа возможно влияние на КРН - грунтов через изменение их физических или химических свойств, электрическое сопротивление. Применительно к участкам с выявленными локальными дефектами КРН -это:

- гидрофобизация грунтов /64/;

- добавление в грунты асфальтитов от процесса Добен, природных асфальтитов и т. д.;

-инъектирование грунтов (например, цинковыми растворами) в районе очагов КРН.

Стабильность температуры в районе газопровода будет препятствовать вымыванию грунтов, с изменёнными свойствами.

Эти мероприятия затормозят и будут препятствовать процессам КРН, повышая таким образом надежность эксплуатации газопроводов, подверженных КРН за счет увеличения в два - три раза межремотного цикла.

Превращение КРН возможно на следующих основных направлениях:

1. При новом строительстве, капитальном ремонте с заменой протяжённых участков сооружать:

- линейную часть из труб, в меньшей степени, склонных к КРН, напр. из сталей импортных (Манесман);

- толстостенных труб, напр. труб для 1 категории;

- из труб с заводским изоляционным покрытием.

2. При капитальном ремонте с заменой изоляционного покрытия (переизоляция):

-использовать изоляционное покрытие «Транскор-газ», «ЛИАМ» для пересечённой местности - покрытие РАМ, «ЛИАМ».

3. Для выборочного ремонта по результатам ВТД - покрытие «ЛИАМ».

Первый из способов кардинально решает проблему надёжности линейной части и КРН, он же самый дорогостоящий, в основном, предполагает применение импортных материалов.

Второй способ принят в частности в ОАО «Газпром» в качестве концепции - это позволило повысить надёжность за счёт выявления и ремонта практически всех дефектов и аварии, в т. ч. по причине КРН пошли на убыль.

Третий способ самый экономичный, но предполагает постоянную привязку к внутритрубной дефектоскопии (цикл 3-5 лет) и последовательный ремонт «подрастающих» дефектов.

Кроме того, существуют эксплуатационные способы торможения коррозионных и стресс-коррозионных процессов, напр. поддержание температуры газа на постоянном уровне.

1. Асадуллин М.З., Усманов P.P., Аскаров P.M. и др. Коррозионное растрескивание труб магистральных газопроводов. // М: Газовая промышленность. -2000.-№2. -С. 38-39.

2. Асадуллин М.З., Усманов P.P., Аскаров P.M. и др. Обследование и ремонт магистральных газопроводов ООО «Баштрансгаз», подверженных стресс-коррозии. / Десятая юбилейная международная деловая встреча «Диагностика-2000», Кипр, апрель, 2000. С. 26-33.

3. Асадуллин М.З., Гаррис Н.А., Сыромятникова Е.В. и др. Анализ и прогнозирование теплогидравлических режимов участка газопровода Поляна -Москово. М.: ИРЦ Газпром. НТС Транспорт и подземное хранение газа. 2000. - № 5. - С. 10-15.

4. Болотов А.С., Розов В.Н., Коатес А.К. Васильев Г.Г., Клепин В.И. Коррозионное растрескивание на магистральных газопроводах. // Газовая промышленность. 1994. - № 6. - С. 12-15.

5. Будзуляк Б.В. Вступительное слово «Семинар по коррозионному растрескиванию трубопроводов под напряжением. ИРЦ Газпром. М.: 1998. - С. 35.

6. Волгина Н.И. Разработка метода и выбор критериев устойчивости к стресс- коррозии металла магистральных трубопроводов. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: 1997. -28 с.

7. ВРД 39-1.10-033-2001. Инструкция по обеспечению безопасности при обследовании газопроводов, подверженных стресс-коррозии. // ООО ВНИИГаз. М,:2001.-12с.

8. ВРД 39-1.10-032-2001. Инструкция по классификации стресс-коррозионных дефектов по степени их опасности. // ООО ВНИИГаз. М,: 2001.22 с.

9. ВРД 39-1.10-006-2000*. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов. // ИРЦ "Газпром" М,: -69 с.

10. ВРД 39-1.10-023-2001. Инструкция по обследованию и ремонту газопроводов, подверженных КРН, в шурфах. // ООО ВНИИГаз. М,: 2002. 23 с.

11. ВРД 39-1.10-004-99. Методические рекомендации по количественной оценке состояния магистральных газопроводов с коррозионными дефектами, их ранжирования по степени опасности и определению остаточного ресурса.//000 ВНИИГаз. М,: 2000. 52 с.

12. Галиуллин З.Т., Карпов С.В., Петров Н.А., Королев М.И Проблемы диагностики коррозионного растрескивания металла труб под напряжением. /Седьмая международная деловая встреча «Диагностика-97» Том 1. Пленарные доклады. Ялта, апрель 1997. С. 162-171.

13. Галиуллин З.Т., Карпов С.В., Королёв М.И. и др. Переиспытание и комплексное обследование магистральных газопроводов, подверженных стресс-коррозии. / тем. обзор. Сер. Транспорт и подземное хранение газа. М.: ИРЦ Газпром. 1996. - С. 35-39.

14. Галиуллин З.Т., Карпов С.В., Королёв М.И. Оценка классификации стресс-коррозионных дефектов по степени их опасности. Седьмая международная деловая встреча «Диагностика-97» Том 1. Пленарные доклады. Ялта, апрель 1997.-С. 150-161.

15. Галиуллин З.Т., Карпов С.В., Королёв М.И. Методика оценки и классификации стресс- коррозионных дефектов по степени их опасности. /Сборник научных трудов «Наука о природном газе. Настоящее и будущее». -М.: ВНИИГаз, 1998. С. 470-486.

16. Галиуллин З.Т., Веслинг Д. Обзор исследований по коррозионному растрескиванию под напряжением, проведённых с 1996 по 1998 г.г. Семинар по коррозионному растрескиванию трубопроводов под напряжением. М.: 1998. -С. 5-11.

17. Галиуллин З.Т. и др. Переиспытание и комплексное обследование магистральных газопроводов, подверженных стресс-коррозии. Обз. Информация. М. ИРЦ Газпром, 1996 - 35 с.

18. Гареев А.Г., Иванов И.А., Абдуллин И.Г. и др. Прогнозирование корро-зионно-механических разрушений магистральных трубопроводов. М.: ИРЦ Газпром. 1997.-170 с.

19. Гареев А.Г. Прогнозирование долговечности магистральных трубопроводов, эксплуатирующихся в условиях коррозионно-механических воздействий. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Уфа,1998.-284 с.

20. ГОСТ 25812-83. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.

21. ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.

22. Гутман Э.М. Механохимия металлов и защита от коррозии. М.: Металлургия. 1981. - 270 с.

23. Деланти Б., Оберн Дж. Коррозионное растрескивание под напряжением при низких значениях рН. ВНИИЭгазпром. 1992. Пер. № 8874.

24. Динков В.А., Иванцов О.М. Время новому поколению газопроводов. //Газовая промышленность, 1997. - С. 14-18.

25. Защита от коррозии, старения и биоповреждений машин, оборудования и сооружений. Справочник под ред. Герасименко А.А. М.: Машиностроение, 1987.-237 с.

26. Иванцов О.М. Надёжность строительных конструкций магистральных трубопроводов. М.: Недра. -231 с.

27. Инструкция по обследованию и идентификации разрушений, вызванных коррозионным растрескиванием под напряжением (КРН). М.: РАО «Газпром», 1994.-18 с.

28. Камаева С.С. Биокоррозионная активность грунта как фактор стресс-коррозии. Обз. информация. М.: ИРЦ Газпром. 1996. - 73 с.

29. Климов П.В. Анализ нормативно-технической базы в области промышленной безопасности магистральных газопроводов Республики Казахстан// Нефтегазовое дело, 2006. -http: www.ogbus.ru, 06.07.2006.

30. Климов П.В. Проявление КРН на газопроводах Республики Казахстан/ // Нефтегазовое дело, 2006. -http: www.ogbus.ru, 12.07.2006.

31. Королёв М.И. Разработка методов расчета срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов, подверженных стресс- коррозии. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. ВНИИГАЗ, Москва, 1999. 193 с.

32. Кудакаев С.М. и др. Диагностика и ремонт магистральных газопроводов. // Газовая промышленность. 2004. - № 5. С.7-10.

33. Кудакаев С.М., Климов П.В. Анализ научных и нормативно-технических источников по отбраковке труб линейной части магистральных газопроводов и предложения по их развитию //Обзорная информация .- М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2005.-76 с.

34. Мазель А.Г. О стресс-коррозии газопроводов // Газовая промышленность. 1993. №7.- С. 36-39.

35. Отт К.Ф. Стресс- коррозия на газопроводах. Гипотезы, аргументы и факты. / Обзорная информация. М.: ИРЦ Газпром. 1998 г. - 73 с.

36. Отт К.Ф. Стресс- коррозионная повреждаемость труб. -Газовая промышленность. 1992. № 1. С. 20-22.

37. Петров Н.А. Предупреждение образования трещин подземных трубопроводов при подводной поляризации. / Обзор зарубежной литературы. М.: ВНИИОЭНГ. 1974.-132 с.

38. Положению о расследовании отказов газовых объектов Министерства газовой промышленности, подконтрольных органам государственного газового надзора в СССР

39. Правила безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов ПРРК 51.3-003-2004.57. 10. Правила безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов/М. 1985.-94 с.

40. Притула В.В. Стресс-коррозия-ретроспектива взглядов и оценок // Современное состояние и проблемы противокоррозионной защиты магистральных газопроводов и газопромысловых сооружений отрасли. М.: «ИРЦ Газпром». 1995. С. 53-63.

41. Притула В.В. Механизм и кинетика стресс- коррозии подземных газопроводов. / тем. обзор. Сер. Защита от коррозии в газовой промышленности. -М.: ИРЦ Газпром. 1997. 56 с.

42. РД 51-2-97 Инструкция по внутритрубной инспекции трубопроводных систем. // ИРЦ "Газпром", 1997. 50 с.

43. Сергеева Т.К., Турковская Е.П., Михайлов Н.П., Чистяков А.И. «Состояние проблемы стресс-коррозии в странах СНГ и за рубежом». Обзор. М.: ИРЦ Газпром. 1997. - 89 с.

44. Сергеева Т.К., Волгина Н.И., Илюхина М.В., Болотов А.С. Коррозионное растрескивание газопроводных труб в слабокислом грунте. М.: Газовая промышленность. - 1995. - № 4. - С. 34-38.

45. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы. / Госстрой. М.: ЦИТП Гостроя РФ. 1997. - 60 с.

46. Стрижевский И.В. Подземная коррозия и методы защиты. М.: Металлургия, 1986.-109 с.

47. Сурков Ю.П., Соколова О.М., Рыбалко В.Г. и др. Диагностика промышленных разрушений. Анализ причин и механизмов повреждаемости магистральных газопроводов из стали ГС. // Физическая химия, 1980, № 5. - С. 2225.

48. Типовой регламент по переиспытанию действующих магистральных газопроводов диаметром 1420, подверженных стресс- коррозии / Галиуллин З.Т., Карпов С.В., Королев М.И. М.: ВНИИГаз, 1998. - 16 с.

49. Тодт Э. Коррозия и защита от коррозии. Л.: Химия, 1967. - 709 с.

50. Тухбатуллин Ф.Г., Галиуллин З.Т., Карпов С.В. и др. Обследование и ремонт магистральных газопроводов, подверженных КРН. Обз. Информ. Сер. Транспорт и подземное хранение газа. М.: ИРЦ Газпром, 2001,- 61 с.

51. Шайхутдинов А.З, Асадуллин М.З., Черкасов Н.М. и др. Опыт использования изоляционного покрытия «Асмол» при ремонте газопровода «Уренгой

52. Новопсков» /1-ая международная конференция и выставка Техническое обслуживание и ремонт линейной части газопроводов. Высокие Татры, Словакия. 2000. С. 23-27.

53. Швенк В. Исследование причин растрескивания газопроводов высокого давления. / Труды Международного симпозиума по проблеме стресс-коррозии. М.: ВНИИСТ. 1993. - С. 3-35.

54. Улиг Г.Г., Реви Р.У. Коррозия и борьба с ней. Л.: Химия, 1989. - 72с.

55. Чурбанова И.Н. Микробиология. Учебное пособие для вузов. М.: Высшая школа, 1987.-239 с.

56. Эванс, Коррозия и окисление металлов. М.: Машгиз, 1962. - 855 с.

57. Baker T.R., Parkins R.N., Rochfort G.G. Investigation Relating to Stress Corrosion Cracking on the Pipeline Authorities Moomba to Sydney Pipeline. Proc. of 7th Symp. Line Pipe Research. 1986. AGA, Arlington, N 15495/27-1.

58. Beavers J. A., Thompcon N.G. Effect of Coating on SCC of Pipelines. Nev Developments. Proc of Prevention Corrosion Conferece. Honston. 1994.

59. Beavers J. A.Harle B.A. Mechanisms of High-pH and Near-Neutral-pH SCC of Underground Pipelines, Proc. IPC. Canada. Calgary, 1996.

60. Beavers I.A., Berry W.E., Parkins R.N. Standard test procedure for stress corrosion cacking threshold stress determination // Materials Performance. 1986. N 6.-P. 9-17.

61. C.A.H. Von Wolzogen Kuhr. Biochemische Korrosion des Eisens. Times Rev. nd 5. 1996 c.15

62. Compaignollex, Festi D., Crolet J.U., A Research of the Risk Factors Involved in the Carbon Steel Corrosion Induced by SRB. Eurocorr-96, Nice, VOR-2-1.

63. Corrosion and Corrosion Protection of Underground Steel Pipelines. Mannesmann Rohrenwerke Brochure p. 31.

64. Dechant K.E. Pipe Line Stress Test for increased Safety and Service Life. Proc the Gth Int. Colloguium «Operational Reliability of Gas Pipeline». 11-12 March. 1997. Praha.

65. Delanty B. Major field comparers pipeline SCC with coating // Oil & Gas Jornal. 1992. junt 15 P. 39-44.

66. Duguette D.J., Ricker R.E. Electrochemical Aspects of Microbiological Jnduced-Corrosion,M. 1966.

67. EPRG Corrosion Committee, Near-Neutral pH SCC of Low Carbon Pipeline (publication of British Gas, April, 1995).

68. Fessler R.R., Markurerth A.J., Parkins R.N. Cafhodic profeetion lewels under disbonded coatings/ Corrosion.-1983.-39.N1.p. 20-25.

69. Fessler R.R. Status report given on prevention of stress corrosion cracking in burd pipelines / Oil Gas Jornal.-1982.-May 17.p. 68-70.

70. Fletcher A.A., Fletcher L., Morrison R.J. The effect of pipe suface oxide upon crevice polarization and stress corrosion cracking under fusion-bonded low-density- polyethylene coatings/ Corrosion Prevention and control. -1984. -N 12. p. 11-16.

71. Karvonen I.Residual Stress as a Condition Indikator. В сб. трудов международной научно-практической конференции «Безопасность трубопроводов» -М.: 17-21 сентября 1995 г.

72. Klefiier John F., Elber Robert J. Studu show shift in line pipe sewice problems "Oil and gas J". 1987, 85, N 13. p. 98-100.

73. Krishnamurthy R.M., MacDonald R.W., Marreck P.M.Stress Corrosion Cracking of a Liguid Traguid Transmission Line Proc .of IPC. 1996 .Canada. VI.

74. National Energy Board. Report of the ungary. Stress corrosion cracking on Canadian oil and Gas Pipe Lines . November 1996. p. 24.

75. O. Beirne I Delanty B.Low pH stress corrosion с racking, Copyright by 5 nt. Gas Union. 1991.

76. Ott К. F. Development of Spatial Temporal Interpetation of Stress-Corrosion of Pipe Metal., Second. VNIIST-NKK Seminar. AT. NKK. Fukuyama. May 26, 1992.

77. Parkins R.N.,0 Dell C.S., Fessler R.R.Factors Affecting the Potential of Galvan statically Polarized Pipeline Steel in Relation to SCC in C032 -НСОЗ Solutions. Cor. Sci. 1984. V.24.n.4.p.343-374.

78. Parkins R.N., Line pipe corrosion cracking-prevention and control. 1995.1821 apr. Cambridge.

79. Parkins R.N., Lokalized corrosion and crack initiation. Mater. Sci. a. Eng., 1988. A 103, N 1, p. 143-156.

80. Parkins R.N., Singh P. M. Stress corrosion crack coalescence. Corrosion, 1990,46, N6, p. 486-499.

81. Parkins R.N. Stress-corrosion cracking //Proc. NATO Adv/ Res. Inst/ Cat-tal. New York/ London/1982. P. 969-995.

82. Public Inquiry Concerning Stress Corrosion Cracking on Canadian Oil and Gas Pipelines, Report of NEB, MH-2-95. Nov. 1996.

83. Revie R. W., Fischera M. An electrode design for dual measurement of potential insidenartifical pits and on polarization surfaces // Journal of the Electrohemi-gal Socieru. 1982. V/129. 3. P. 669-672.

84. RizzoF. Defection of detive corrosion// Materials Performance. 1978. - N 12. P. 26-30.

85. Romanoff M. Underground Corrosion, NACE. 1952.

86. Tingley L.H. External stress corrosion cracking// Proc 11 th Energy Technology Conference. Appl. And Econ. Washington D.C. 19-21 March Rockvill Md.-1984. P. 1144-1155.

87. Schwenk W. Current distribution during the corrosion protection of pipes // Corrosion Sciene/ 1983/ V. 23. Р/ 871-886.

88. Stacle R.W. Predicting the Performance of Pipelines, Proc. Of I.P.C / Canada. Vol.VII-I.1992.

89. Sutcliffe I.M., Fessler R.R. Boyd W.K., Parkins R.N. Stress Corrosion Cracking of Carbon Steel in Carbonate Solution. Corrosion. 1972. v. 28. P. 313.

90. Uradnicek M., Lambert S., Vosikovsky O., Stress Corrosion Cracking Monitoring and Control.Proc Ynt.Conf. On Pipeline Reliability. Calgary, Canada. (June 2-5.1992) paper YII-2.

91. Wilmott M.J., Diakow D.A. Detailed Studies Following a Pipeline Failure: Part 2. Proc. of IPC, vol. I, Canada. 1996.

92. Климов П.В., Кунафин P.H. Отбраковка труб с дефектами КРН по результатам внутритрубной дефектоскопии Международная учебно-научно-практическая конф. «Трубопроводный транспорт-2005». Тез.докл. Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2005. - С. 87-89.

93. Байгелов С.К., Грищенко О.М. Циклические ритмы экзогенных геологических процессов в Рын-песках. Западно Казахстанский инженерно- технологический Университет, Уральск, 2001 -15 с.

94. Прогноз подтопления магистральных газопроводов и промышленных объектов грунтовыми водами вследствие повышения уровня Каспийского моря и изменения гидрологического режима р. Волга//Астраханьнипигаз, 1997, -74 с.

95. Климов П.В. Условия пролегания магистральных газопроводов Республики Казахстан. // Трубопроводный транспорт 2006. Тезисы докладов Международной учебно-практической конференции. - Уфа: УГНТУ, 2006.- С. 56-57.

96. Патент № 15177 на изобретение: способ газопламенного напыления металлических порошков. Заявка № 2003/0581.1- Зарегистр. в Гос. реестре изобретений Респ. Казахстан 28.04.2003.

97. Патент № 14999 на изобретение: Способ очистки поверхности труб и устройство для его осуществления. Заявка № 2003/0627.1 - Зарегистр. в Гос. реестре изобретений Респ. Казахстан 10.08.2004.

98. Климов П.В., Гареев А.Г. Особенности коррозионного растрескивания магистральных газопроводов Республики Казахстан/Международная учебнонаучно-практическая конф. «Трубопроводный транспорт-2005». Тез.докл. -Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2005. С. 209-211.

99. Климов П.В., Гареев А.Г. Особенности коррозионного растрескивания магистральных газопроводов Республики Казахстан. // Трубопроводный транспорт 2006. Тезисы докладов Международной учебно-практической конференции. - Уфа: УГНТУ, 2006.- С. 58-60.

100. Климов П.В., Гареев А.Г. Коррозионные повреждения газопроводов Республики Казахстан / Проблемы строительного комплекса России. Материалы X Международной научно технической конференции. Том II. Уфа: УГНТУ, 2006. - С. 234 - 235.

101. Климов П.В. Коррозия газопроводов Республики Казахстан/Коррозия металлов, предупреждение и защита. Уфа: ПРОМЭКСПО, 2006. - С. 103-104.

102. Колотыркин Я.М. Металл и коррозия. М.: Металлургия, 1987. - 88 с.

103. Шимкович Д.Г. Расчет конструкций в MSC/NASTRAN for Windows. -М.: ДМК Пресс, 2003. 448 С.

104. Басов К.A. ANSYS: справочник пользователя. М.: ДМК Пресс, 2005. - 640 С.

105. Климов П.В., Бердин Н.К., Худяков М.А., Гареев А.Г. Оценка опасности эксплуатации газопровода «Средняя Азия-Центр» с поверхностными дефектами эллиптического типа методом конечных элементов/ Нефтегазовое дело, 2006. http:www.ogbus.ru, 17.08.2006.

106. Климов П.В., Гареев А.Г. Моделирование язвенного поражения магистральных газопроводов Республики Казахстан. // Трубопроводный транспорт 2006. Тезисы докладов Международной учебно-практической конференции. -Уфа: УГНТУ, 2006.- С. 60-62.

107. Климов П.В., Гареев А.Г. Коррозионные повреждения газопроводов Республики Казахстан. Проблемы строительного комплекса России. Материалы X международной научно-технической конференции. Т.2. Уфа: УГНТУ, 2006. - С.234-235.

108. Беккерт М., Клемм X. Способы металлографического травления,- М.: Металлургия, 1988.-400 с.

109. Гареев А.Г., Худяков М.А., Абдуллин И.Г. Травитель для выявления макроструктуры углеродистых и низколегированных сталей.// Заводская лаборатория.-№ 8.-1992.