автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.13, диссертация на тему:Теоретические основы методов внутритрубного ремонта газопроводов полимерными материалами

Министерство образования Российской Федерации Тюменский государственный нефтегазовый университет

НОВОСЕЛОВ ВЛАДИМИР ВАСИЛЬЕВИЧ

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ МЕТОДОВ ВНУТРИТРУБНОГО РЕМОНТА ГАЗОПРОВОДОВ ПОЛИМЕРНЫМИ МАТЕРИАЛАМИ

Специальность: 05.15.13 - Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

\

На правах рукописи

Тюмень, 1999

Работа выполнена в Тюменском государственном нефтегазовом университете

Официальные оппоненты

доктор технических наук,

профессор, академик АНРБ, заслуженный деятель науки и техники РФ

Гумеров Асгат Галнмьяновнч

доктор технических наук, профессор, академик АТНРФ Малюшин Николай Александрович

доктор технических наук, профессор

Короленок Анатолий Михайлович

Ведущая организация

ООО «Сургутгазпром»

Защита диссертации состоится ¿£ о/ 2000 г. в час.

на заседании диссертационного Совета Д 064.07.02 при Тюменском государственном нефтегазовом университете, по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38, ауд.219.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ

Автореферат разослан ¿6.12. /333г.

Ученый секретарь диссертационного Совета,/'" доктор технических наук

С. И. Челомбитко

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Развитие газовой промышленности в настоящее время и в ближайшей перспективе было и будет оставаться решающим фактором подъема экономики России. Следовательно работы по поддержанию требуемого уровня эксплуатационной надежности магистральных газопроводов, обеспечивающих энергетическое насыщение промышленного производства и аграрного сектора становятся все более актуальными.

Проблема эксплуатационной надежности особенно остро возникла в связи с длительностью эксплуатации трубопроводов. Новые магистрали практически не строятся из - за ограниченности материальных средств, а срок службы существующих газопроводов достигает нормативного значения (до 33 лет).

Поэтому для поддержания требуемого уровня надежности ремонтные работы являются единственно приемлемым решением.

По данным ОАО «Газпром» протяженность газопроводов составляет около 150 тыс.км; из них диаметром (1020 - 1420 мм) — 61,5%. Газопроводы со сроком службы от 10 до 30 лет составляют 85%, а на долю газопроводов, находящихся в эксплуатации более 30 лет, приходится 14%.

Около 16 тыс.км трубопроводов нуждаются в замене изоляционного покрытия. Более 50% газопроводов эксплуатируются от 15 до 40 лет -срок, при котором пленочное изоляционное покрытие практически полностью теряет свои защитные свойства, что приводит к появлению активных коррозионных процессов. По причине потенциальной опасности более 21 тыс.км газопроводов ОАО «Газпром» эксплуатируется при пониженных давлениях. Ежегодный прирост газопроводов, эксплуатируемых в обводненных и заболоченных районах Крайнего Севера и Западной Сибири и потерявших устойчивое проектное

положение из-за низкого качества балластировочных работ в процессе строительства, составляет 40 - 60 км.

Кроме того, часть подводных переходов газопроводов эксплуатируется с отступлением от действующих норм и правил: переходы имеют значительные размывы, провисания и нарушения изоляционного покрытия, то есть требуются проведение срочного ремонта на этих участках.

Известно что, технология и организация ремонтных работ определяются характером отказа (повреждения), местом и площадью его распространения, инженерно-геологическими и климатическими условиями региона. Анализ существующих методов ремонта свидетельствует, что они связаны со значительными объемами подготовительных и земляных работ, трудоемки и дорогостоящи.

В связи с этим, в последние десятилетия интенсивно ведется поиск новых методов ремонта с применением более эффективных материалов. Так, за последние 8 лет в России наблюдается быстрый рост темпов не только строительства полиэтиленовых трубопроводов, но и разработаны качественно новые технологии с использованием высокопрочных и долговечных строительных материалов (в том числе армированных стекловолокном) для восстановления изношенных конструкций газопровода. Широкое внедрение полимерных материалов в практику строительства и ремонта газопроводов объясняется их следующими преимуществами (по сравнению со стальными): малая плотность материала (для полиэтилена типа ПЭ80 примерно в 8 раз ниже, чем для стали), пластичность (полиэтиленовые трубопроводы можно наматывать на барабан, и они легко вписываются в повороты трассы), гладкая поверхность (из-за низкого коэффициента шероховатости внутренней поверхности пропускная способность полиэтиленовых труб на 7 - 10% выше, чем у стальных), химическая инертность по отношению к

минеральным кислотам и щелочам (не требуют изоляции и электрохимической защиты) и т.п.

Кроме строительства новых низконапорных трубопроводов полиэтилен используется и в качестве материала при ремонтных работах: протяженность газопроводов восстановленных методом протяжки полиэтиленовых труб, составляет более 200 км. Сегодня доля полиэтиленовых газопроводов в отечественных распределительных сетях составляет всего 3%, в то время как в развитых западных странах она достигает 60 - 70%. Поэтому программой газификации России в 1996 -2000 годах, одобренной Постановлением Правительства РФ №.819 от 18 июня 1996 года, предусматривается строительство более 170 тыс.км газопроводов, в том числе 45,6 тыс.км из полиэтиленовых труб.

В связи с этим необходимо решить проблему оценки работоспособности и реального уровня конструктивной и эксплуатационной надежности газопроводных систем после производства ремонтно-восстановительных работ с использованием новых эффективных технологий и полимерных материалов с высокими физико-механическими показателями.

Учитывая актуальность проблемы обеспечения высокого уровня эксплуатационной надежности газотранспортных систем и решающую роль ремонтных работ, цель диссертационной работы заключается в разработке научных основ и методов безподъемного ремонта коррозионно поврежденных газопроводов внутритрубными комплексами с использованием полимерных материалов.

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

1. Экспериментальное исследование процессов коррозионного износа и старения газопровода, выявление зависимости влияние скорости коррозии от радиуса изгиба и разработка методики

прогноза коррозионного износа наружной поверхности газопровода.

2. Экспериментальные исследования прочности клеевого соединения в восстановленной бинарной конструкции газопровода.

3. Разработка методики расчета несущей способности и долговечности двухтрубной конструкции газопровода при действии эксплуатационной нагрузки в зависимости от коррозионной активности грунта и продолжительности его эксплуатации.

4. Разработка методики оценки уровня надежности и определение коэффициента запаса восстановленных конструкций газопровода на основе использования современных технологий ремонта с использованием полимеров.

5. Разработка методики расчета эксплуатационной надежности газовых сетей с учетом возможных отказов основных элементов газопровода и запорной арматуры.

6. Разработка методов и устройства для безподъемного ремонта газопровода с применением полимерных материалов, соответствующих современному уровню производства ремонтных работ.

7. Определение области применения предложенных методов ремонта и экономическая оценка эффективности их внедрения.

Методы и достоверность исследований

Результаты, основные выводы и рекомендации, приведенные в диссертационной работе, базируются на основных положениях системного анализа, материаловедения и химии, теорий упругости, пластичности и надежности. В работе использованы современные методы исследований:

экспериментальные с привлечением современного оборудования и измерительной аппаратуры;

теоретические - с использованием аналитического аппарата теорий упругости и пластичности, математических методов моделирования и планирования экспериментов; полевые - с привлечением современной электронной аппаратуры, тензометрических приборов и статического зондирования грунта.

Достоверность результатов исследования подтверждается значительным числом экспериментов (более 60), высокой сходимостью результатов натурных наблюдений, с практикой эксплуатации коррозионно поврежденных газопроводов, отремонтированных полимерными вставками.

Выполненные о настоящей работе исследования связаны с научно-техническими целевыми программами Минвуза РСФСР «Нефть и газ Западной Сибири» на 1981-1990 (приказы Минвуза РСФСР от 15.10.81 № 559 и от 10.10.86 № 641), с директивными документами: программой «Надежность и безопасность трубопроводного транспорта Западной Сибири», принятой АК «Транснефть» в 1993 г.; Энергетической стратегей России, принятой Правительством России в 1994 году; программой «Высоконадежный трубопроводный транспорт», утвержденной в 1993 г. правительствами России и Украины; Федеральным законом № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», принятым Государственной Думой 20.07.1997; грантом научно-технического Совета ТюмГНГУ за 1997г.

Научная новизна:

-выполненные автором исследования формируют новые познания в механизме взаимодействия упрочненных (в том числе армированных) полимерных материалов и стенки - оболочки трубопровода.

-теоретически обоснован новый прогрессивный метод безподъемного внутритрубного ремонта трубопровода.

-исследованы закономерности формирования клеевых композиций и прочности конструкции на границе «полимер-сталь»;

-установлены функциональные зависимости скорости коррозии стальных труб от коррозионной активности фунта, радиуса изгиба и срока эксплуатации газопровода, а также между толщиной полиэтиленового покрытия, наружным диаметром и рабочим давлением газопровода.

-предложена модель расчета совместной работы двухслойной оболочки, позволяющая определить конструктивные параметры отремонтированного газопровода.

Практическая ценность работы

Предложенные автором модели старения стали и «почвенной» коррозии позволяют прогнозировать долговечность эксплуатируемых газопроводов. Такой прогноз коррелируется с данными внутритрубной диагностики.

Результаты исследований доказали принципиальную возможность использования армированных полимерных материалов для ремонта газопроводов высокого давления (до 10 МПа). При этом автором рекомендованы методы снижения уровня усадочных напряжений в клеевых соединениях между сталями труб и материалами полимерных вставок.

Впервые предложен метод прочностного расчета бинарной конструкции («полимер-сталь») с различными по форме и глубине коррозионными дефектами трубы. В результате синтеза основных алгоритмов и программ по тематике диссертации на основе использования стандартного программного обеспечения Mathcad-7 в среде Windows получены электронные эпюры напряженно-деформированного состояния восстановленной конструкции магистрального газопровода. Предложены новые методы устройства, технологии и организация безподъемного внутритрубного ремонта коррозионно изношенного газопровода с применением полимерных материалов.

Апробация работы. Отдельные разделы и результаты исследования докладывались на международных конференциях на Мальте (1997г.), в Германии г. Мюнхен (1997г.), в г. Тюмени (1998 - 99гг.), а также на многочисленных всероссийских, региональных и отраслевых научно-практических конференциях и семинарах в гг. Москва, Екатеринбург, Челябинск, Нижневартовск, Хабаровск и др.

Предложенный метод и устройство безподъемного внутритрубного ремонта прошли экспертизу в головном институте ОАО «Газпром» -ВНИИГАЗе и получили положительную оценку. Приоритет и научная новизна разработки признаны Российской Федерацией (патент № 97116175/06 (017147) от 29.09.97г.) и на международном уровне (патент международный № РСТЛШБ/00044 от 18.02.98г.).

Личный вклад соискателя в решение проблемы. Представленная работа базируется на результатах многолетних исследований под руководством и при непосредственном участии автора. Лично автором определена проблема исследования, ее цель и задачи, намечены пути их решения, сформулированы задачи теоретических и экспериментальных исследований, сделан анализ их результатов, получены выводы и рекомендации.

Работа выполнялась на кафедре «Сооружение и ремонт нефтегазовых объектов» ТюмГНГУ. Экспериментальные исследования коррозионных процессов выполнены в научно-исследовательской лаборатории кафедры «Металловедение и термическая обработка металлов» ТюмГНГУ. Прочность и несущая способность трубопроводов исследовались в лаборатории завода «Сибгазаппарат» ОАО «Запсибгазпром». Эксперименты по определению уровней усадочных напряжений клеевых соединений выполнены в лаборатории кафедры «Сооружение трубопроводов» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Полевые наблюдения пространственного и планового положений трубопровода, обработка результатов внутритрубной диагностики и исследования коррозионной

Го

активности грунта выполнялись в научном центре «Геотехника в нефтегазовом строительстве» ТюмГНГУ и ООО «Сургутгазпром».

Автор выражает глубокую признательность за помощь в выполнении, компоновке и оформлении работы Заслуженному деятелю науки РФ, проф., д.т.н. Иванову В.А., Заслуженному деятелю науки и техники РФ, проф., д.т.н. Кушниру С.Я., проф., д.т.н. Шутову В.Е., сотрудникам кафедры «Сооружение и ремонт нефтегазовых объектов» ТюмГНГУ, сотрудникам кафедры «Металловедение и термическая обработка металлов» ТюмГНГУ, работникам научной лаборатории завода «Снбгазаппарат» ОАО «Запсибгазпром». На защиту выносятся:

Результаты комплексных экспериментальных исследований коррозионных процессов трубных сталей и факторов, определяющих скорость коррозии и долговечность газопроводов.

- Закономерности формирования клеевых композиций и прочности конструкции трубопровода на границе "полимер-сталь".

- Модель и методика расчета совместной работы двухслойной оболочки, позволяющие определить конструктивные параметры отремонтированного газопровода.

- Технология, организация работ и конструкция устройства безподъемного ремонта внутритрубным комплексом коррозионно поврежденного трубопровода полимерными материалами. Публикации. Материалы диссертации изложены в 34 печатных

работах.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, семи глав, основных выводов, списка литературы и Приложений. Она содержит 287 страниц, включая 42 таблицы, 8В иллюстраций, список-литературы из 16! наименования и 5 приложений. Первая глава отражает состояние проблемы и основные пути ее решения, во второй, третьей, четвертой, пятой и шестой главах приведены результаты комплексных

экспериментальных исследований и методов расчетов. В седьмой главе -сущность новых методов ремонта газопроводов, технология, организация ремонтных работ и конструкция устройства безподъемного внутритрубного ремонта.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении представлен анализ технического состояния линейной части газотранспортной системы, обоснована актуальность проблемы.

В первой главе приведены статистические данные отказов магистральных газопроводов и классифицированы их дефекты. Определено, что эксплуатационная надежность газопроводов обеспечивается именно ремонтно-восстановительными работами, объем которых с увеличением срока эксплуатации газопроводов неуклонно растет.

Анализ работы газопроводов Западной Сибири показал, что основной причиной отказов и аварий (63%) является коррозия стенок трубопровода. Именно характер коррозионных дефектов и площади их распространения определяют метод производства ремонтных работ.

Исследованию технологических процессов и организации всех видов ремонтных работ на линейной части подземных магистральных газопроводов посвящены работы Никитенко Е.А., Ращепкина К.Е., Галеева В.Б., Березина В.Л., Егермана Г.Ф., Джафарова М.Д., Халлыева Н.Х., Телегина Л.Г. и других авторов. В трудах этих ученых, в основном, рассматривались традиционные отечественные технологии капитального ремонта магистральных газопроводов с заменой труб на изношенных участках трассы новыми.

Вопросы строительства, эксплуатации и ремонта полиэтиленовых газопроводов, а также современные технологии восстановления коррозионно поврежденных стальных газопроводов на основе

использования эффективных полимерных строительных материалов, рассмотрены в трудах Удовенко В.Е., Гвоздева И.В., Карнаухова H.H., Гнатуся H.A., Левина Д.Б., Зайцева К.И. и др., а также в технических документах зарубежных фирм: «Газ де Франс», «Дич Вич», «Пройссаг Вассер унд Рортехник», «Сольвей», «Фина Кемикалз», «Фриатек», «Фьюжен групп», «Метапласт», «Видос» и др.

В работе отмечается, что независимо от метода проведения ремонтных работ, включая применение полимерных материалов, требования к газопроводам после их выполнения остаются неизменными.

Поэтому разработка новых методов ремонта с применением современных материалов является актуальной задачей. В главе сформулированы цель и задачи исследования.

Во второй главе выполнен анализ отказов конструкций подземных газопроводов и прочностных свойств стальных электросварных труб. Показано, что износ стальных оболочек трубопроводов в процессе эксплуатации, в основном, обусловлен почвенной коррозией и старением стали. Именно эти факторы снижают проектный уровень конструктивной надежности газопроводов. В связи с этим, смоделированы процессы старения и почвенной коррозии стали магистральных газопроводов в условиях их длительной эксплуатации и приведены результаты их исследования.

Известно, что интенсивность старения металла зависит от структуры стали, содержащихся в ней примесей и температуры эксплуатации. Повышения стойкости стали к старению можно добиться с помощью аустенитизации. С этой целью сталь необходимо подвергнуть термической обработке (нормализации или улучшению).

Общий характер изменения механических свойств стали в результате естественного старения выглядит следующим образом: уменьшается относительное удлинение и сужение; повышается твердость; снижается ударная вязкость и происходит охрупчивание стали.

С целью выявления степени влияния времени эксплуатации трубопровода на механические свойства сталей автором были исследованы и сопоставлены свойства трубной стали, находящейся в эксплуатации 30 лет, с образцами новой поставки. В качестве примера на рис.1 представлены кривые зависимости относительного удлинения образцов горячекатаной низколегированной стали 17Г2СФ, естественно состарившейся после 30 лет эксплуатации газопровода, и стали современной поставки.

х 5

м В.

и

«

Я

X-- ---А....... ........

Относительное удлинение,",

Рис. 1. Диаграмма растяжения низколегированной трубной стали 17Г2СФ

1 - сталь после тридцати лет эксплуатации газопровода; 2 ~ сталь современной поставки.

Из графика можно отметить, что с увеличением срока эксплуатации модуль упругости материала возрастает, а остаточное относительное удлинение снижается. Таким образом, степень старения трубных сталей одинаковой марки можно легко оценить путем измерения деформации образцов, вырезанных из новых и состарившихся труб.

Несколько по иному проявляется старение стали с течением времени в области сварных швов. Термический цикл сварочного процесса оказывает весьма неблагоприятное влияние на свойства стали газопровода, что способствует более интенсивному ее старению и охрупчиванию. Важное значение при этом имеет химический состав стали и, в частности, содержание углерода, серы и фосфора.

Хрупкое разрушение магистральных трубопроводов после многих лет эксплуатации, как правило, начинается у сварного шва и охватывает зону термического влияния, то есть там, где сталь имеет наименьшую ударную вязкость. Экспериментальные исследования СаЬе1ка Х выявили уровень самой низкой ударной вязкости в сварных соединениях труб в зависимости от степени старения стали и позволили получить наиболее достоверный результат.

Путем статистической обработки результатов испытаний нами была получена функциональная зависимость, позволяющая определить модуль упругости стали в зоне термического влияния в зависимости от продолжительности эксплуатации магистрального трубопровода:

где: Е(0) - модуль упругости стали трубопровода перед пуском в эксплуатацию; ЛЕ - 20000МПа - экспериментальное среднестатистическое отклонение значений модуля упругости; / и Т ~ соответственно продолжительность эксплуатации и нормативный срок службы магистрального трубопровода (годы).

Для изучения кинетики почвенной коррозии магистральных трубопроводов использован экспериментально-аналитический метод. Экспериментально установленные величины потери массы металла были использованы при определении геометрических параметров питтинговых дефектов.

(1)

В соответствии с этим методом масса потерянного металла в области коррозионной язвы на наружной поверхности трубопровода при питтинговой коррозии изменяется в зависимости от времени эксплуатации I и коррозионной активности грунта по следующему закону:

АС(0 = АУ(0-Рсг=АУ0-

д у Я^УЛ

где: А¥(0 - объем потерянного металла за время /; А,о .

первоначальный объем стали трубопровода на изношенном участке трассы длиной / с толщиной стенки к2 и с наружным диаметром Он\ / - число питгингов на изношенном участке трубопровода; рст~ плотность стали; р - безразмерный параметр, зависящий от коррозионной активности фунта.

Масса потерянного металла при коррозии подземного трубопровода, зависящая от коррозионной активности грунта, определялась на лабораторно-полевой установке на образцах стальных трубок диаметром 19 мм, длиной 100 мм и массой около 165 г.

Предложенные автором модели развития почвенной коррозии и старения трубных сталей позволяют прогнозировать долговечность магистральных газопроводов.

В работе отмечается, что критерии коррозионной активности грунта, регламентируемые действующими в настоящее время нормами, не учитывают проектного и высотного положения газопровода, а, значит, радиуса его изгиба. Это потребовало постановки специальных полевых и экспериментальных работ для изучения влияния радиуса изгиба на скорость коррозионных процессов стенки трубы.

Для выполнения полевых наблюдений был выбран 0.0 - 30.0 км участок конденсатопровода «Новый Уренгой - Сургут».

1-е

' Рст,

(2)

Выбор участка обоснован сложностью инженерно-геологических и климатических условий трассы, высокой его аварийностью. Участок 0.0 -15.0 км находится в зоне распространения вечномерзлых грунтов, при этом вечная мерзлота носит островной характер, а участок 16.0 - 30.0 км расположен в зоне глубокого сезонного промерзания, где нормативная глубина промерзания составляет 3,0-3,7 м.

Автором разработана методика полевых наблюдений за пространственными перемещениями конденсатопровода, в соответствии с которыми были установлены глубинный репер й специальные устройства, позволяющие создать систему геодезических наблюдений. Для организации этих работ были выполнены контрольные инженерно-геологические изыскания. По длине трассы в шахматном порядке через 400 м были пробурены контрольные скважины глубиной 5 м от уровня дна траншеи укладки конденсатопровода.

Результаты внутритрубной диагностики, выполненной на этом участке центром «Диаскан» с инженерно-геологическими условиями трассы, позволили получить коррозионные дефекты по длине конденсатопровода. Их распределение носит не случайный характер и хорошо коррелируется с «грунтовым» фактором: количество отказов и аварий по длине трассы на участке 0,0 - 30.0 км четко фиксирует места всплесков аварийности, обусловленные взаимодействием трубопровода с фунтами (протаивание и пучение грунтов). Именно эти зоны характеризуются существенным изменением радиуса изгиба газопровода.

Это обусловило постановку целенаправленных лабораторных исследований по изучению влияния радиуса изгиба на скорость коррозионных процессов стенки трубы. Для этой цели была разработана методика исследования, в соответствии с которой были испытаны стандартные образцы диаметром 19 мм, длиной 100 мм и толщиной стенки 1,5 - 1,6 мм из конструкционной стали марки.

В качестве коррозионной среды, моделирующей условия почвенной коррозии, был выбран 1%-ный водный раствор серной кислоты Н^БО^ с добавлением окислов 0,1% хлоридов натрия и магния. Образцы подвешивались в сосуде с раствором, для перемешивания которого использовалась магнитная мешалка ММЗМ.

Измерение образцов производили штангенциркулем с точностью до 0,05 мм (макрозамеры). Образцы после испытаний разрезали вдоль продольной оси таким образом, чтобы в плоскости шлифа оказались и растянутые и сжатые зоны металла. Полированные микрошлифы исследовали с помощью металлографического микроскопа ММР-3: измеряли окуляр-микрометром толщину стенок образцов в растянутой и сжатой зонах (микрозамеры), оценивали характер коррозионного состояния поверхности, соотношение структурных составляющих и коррозионных повреждений.

Среднюю глубину общей коррозии определяли по потере массы, по макро- и микрозамерам. Статистически обработанные значения величин уменьшения толщины стенки исследуемых образцов приведены в табл.1.

Таблица 1

Изменение толщины стенки образцов в растянутых и сжатых зонах

Наименование показателя Номер образца

1 2 3

Уменьшение толщины стенки, мм:

Растянутая зона:

- макрозамеры 0,15 0,20 0,15

- микрозамеры 0,155 0,205 0,14

- среднее значение 0,1525 0,2025 0,145

Сжатая зона:

- макрозамеры 0,175 0,10 0,19

- микрозамеры 0,090 0,075 0,095

- среднее значение 0,1325 0,0875 0,1425

Анализ состояния поверхности образцов после испытаний показал, что во всех случаях равномерная коррозия, то есть поверхностное разрушение металла за счет воздействия коррозионной среды сопровождается образованием язв глубиной от 0,01 до 0,1мм (рис.2).

Рис.2. Характер коррозионного износа образца Таким образом, экспериментально установлено существенное влияние радиуса изгиба газопровода (а, значит, его пространственного положения) на интенсивность коррозии его стенки. Такой вывод подтверждается работами зарубежных ученых Cane R.D. и Caard M.S.

Нами экспериментально установлено, что радиус изгиба газопровода предопределяет различную интенсивность коррозионных повреждений в зонах растяжения и сжатия стенки. Об этом свидетельствуют фотофиксакции шлифов в этих зонах и их анализ.

В третьей главе приведены механические свойства полиэтиленовых и армированных стеклотканями полиэтиленовых материалов. Установлена принципиальная возможность их использования для восстановления коррозионно изношенных участков газопроводов. Автором выполнен достаточно большой объем работ по определению прочностных характеристик полимерных материалов. Плоские образцы, вырезанные из полимерных плит, испытывались на универсальной гидравлической испытательной машине. Одновременно фиксировались нагрузки,

продольная и поперечная деформация образца с использованием тензометрических датчиков. Датчики тарировались на стандартном тарировочном устройстве типа Т-12. Упругие константы стеклопластика (модуль упругости 1-го рода и коэффициент Пуассона) определялись в 3 - 5 точках диаграммы растяжения при уровнях напряжений, не превышающих 80 МПа.

В результате исследования выявлены закономерности распределения и статистические значения механических характеристик полимерных материалов: предел прочности при растяжении о#, модуль упругости Е, коэффициент Пуассона V и предельная деформация при разрыве £ с их оценкой точности при доверительной вероятности а = 0,90. В работе исследованы влияние толщины образца Л на механические свойства стеклопластиков (испытывались образцы толщиной Ь = 2; 5; 8; 12 мм) и анизотропные свойства (испытания проводились на образцах, вырезанных в направлении основы и утка).

Таким образом, в чистом виде прочностные свойства полимерных материалов позволяют их использовать для ремонта газопроводов низкого и среднего давления. Как показали результаты исследований, выполненные автором, если полиэтилен армировать высокопрочным стекловолокном, то прочность такой композиции возрастает в десятки раз.

Установлено, что предел прочности образцов из стеклопластиков на основе эпоксидной смолы, испытанных на растяжение, сжатие и изгиб, в зависимости от процентного содержания наполнителя, увеличивается по линейной зависимости.

Физико-механические свойства стеклопластиков в значительной степени зависят и от ориентации нитей наполнителя при укладке. В табл.2 приведены прочностные характеристики при разрыве, изгибе и модуль упругости стеклопластиков на основе полиэфирной смолы со стеклонаполнителями различных типов.

Таблица 2

Прочностные характеристики стеклопластиков на основе полиэфирной

смолы со стеклонаполнителями различных типов

Прочностные показатели Тафта квадратного переплетения Ткань сатинового переплетения Стекло маты Ткань из ровницы

1 2 3 4 5 6 7

Содержание стекла в % 55 55 63 63 65 40 65 65

Модуль упругости ЕЮ5 МПа 15 1 14 17 32 И 30 22

Предел прочности, МПа

на разрыв 280 180 280 300 550 150 650 350

на изгиб 360 200 250 370 620 200 800 330

Примечание: 1 - тонкая ткань из непрерывных нитей с поверхностной плотностью р = 70 г/м2; 2 — из штапельных нитей с р = 190 г/м2; 3 — из прерывных нитей с р = 420 г/м2; 4 - из прерывных нитеи с р = 300 г/м2; 5 — ткань однонаправленная из прерывных нитей с р= 300 г/м2; б —с параллельными прядями; 7 — квадратного переплетения.

На свойства стеклопластиков оказывает влияние степень полимеризации смолы. С ее повышением увеличивается не только механическая прочность, но и химическая стойкость, улучшаются электроизоляционные свойства, особенно повышается водостойкость.

С повышением температуры величина предела прочности на растяжение резко снижается. Обычно стеклопластики не меняют своих прочностных свойств при температурах до 100-150 °С.

Для результатов экспериментальных исследований прочности полимеров, армированных стекловолокном, характерен большой разброс значений механических характеристик (как по утку, так и по основе). Он составляет: для а„, примерно, 30-40% , для Е - около 60%, для V примерно 70-100% и для ¿'пред. примерно, 40-50%.

Распределение характеристик сга Е, v и £пред как случайных величин с достаточной для практики точностью, подчиняется нормальному закону. Сходимость экспериментальных и теоретических кривых, оцениваемая по критерию сходимости Колмогорова, удовлетворительна (параметр Р (I) составляет не менее 0,85). Большое рассеивание механических характеристик стеклопластика должно учитываться при прочностных расчетах восстановленных конструкций газопроводов.

Таким образом, механические и теплофизические свойства стеклопластиков зависят от материала элементов армирования, их пространственного расположения, соотношения связующего и наполнителя. Установлено, что армированные полимерные материалы могут быть использованы для ремонта коррозионно поврежденных газопроводов высокого давления (до 10 МПа).

В четвертой главе рассмотрены клеевые композиции и их прочностные свойства для соединения «стальная труба - полимерное покрытие», разработана методика определения величины усадочных напряжений в клеевом соединении двух оболочек газопровода. Освещены результаты исследования трещиностойкости клеевых композиций и несущей способности клеевого соединения двухслойного газопровода с коррозионными дефектами на наружной поверхности стальной оболочки.

Наиболее распространены клеевые композиции на основе полиэфирных, формальдегидных, эпоксидных и кремнийорганических смол. Клеевые композиции на основе эпоксидных смол обладают хорошими адгезионными свойствами, сравнительно высокой прочностью, малыми удельным весом и усадкой, хорошими электроизоляционными свойствами. Летучие продукты полимеризации отсутствуют, полимеризация может происходить при обычной температуре. Кроме того, они могут соединяться с другими смолами, образуя компаунды с большим диапазоном свойств. Чистые эпоксидные смолы термостойки до температуры 150 - 170°С, а у модифицированных смол термостойкость

еще выше, поэтому клеевые композиции целесообразно использовать в практике реконструкции и ремонта магистральных газопроводов.

Одним из основных факторов, определяющих эксплуатационную надежность газопроводов, отремонтированных полимерными материалами с использованием клеевых композиций, является наличие усадочных напряжений на границе «полимер - сталь». Автором был выполнен комплекс исследований кинетики формирования прочности таких соединений.

В главе рассмотрен механизм образования усадочных напряжений в клеевых соединениях, а также процесс кинетики усадочных деформаций, модуля упругости и величины усадочных напряжений сгу, под действием которых возможно появление трещин и нарушение адгезии между полимерным покрытием и стальной трубой.

Задача разрушения клеевого соединения сформулирована исходя из энергетического баланса роста трещины. Критерием оценки этого явления служит коэффициент концентрации напряжений К. Трещина будет увеличиваться в размерах в случае, когда энергия, приходящаяся на единицу площади поверхности трещины, превышает энергию разрыва связей.

Значение коэффициента концентрации напряжений (К) определялось на лабораторной установке, функциональная схема, которой представлена на рис.3.

Образцы изготавливались из трубной стали 09Г2С толщиной 10 мм и пленки из ПНД толщиной 1,5,- 2 мм, армированной стеклотканью сатинового плетения. Полиэтиленовая пленка, армированная стеклотканью, полностью пропитывалась клеевым составом с различными композициями и наклеивалась на поверхность стального образца, предварительно обработанную до блеска наждачной бумагой либо

анодным оксидированием в серной кислоте. Толщина клеевого соединения регулировалась фторопластовыми пленками.

Рис.3. Функциональная схема установки для определения трещиностойкости клеевого соединения между стальным образцом

трубопровода и полимерным покрытием 1 - стальной образец трубопровода; 2 - слой клея; 3 - полимерное покрытие; 4 - датчик усилия (типа Р-01); 5 - датчик смещения (раскрытия берегов трещины); 6 - усилитель сигналов (8-АН4-7М); 7 - двухкоординатный самописец типа ПДС-021М.

После полной полимеризации клея образцы нагружались на разрывной машине Р-5 со скоростью 1 мм/мин. При нагружении производилась синхронная запись в реальном масштабе времени усилия Р и раскрытия берегов трещины £/, в результате чего определялись функциональные зависимости Р =/(11).

Коэффициент концентрации напряжений клеевых соединений вычислялся по формуле:

К-

Р-Ц-Е 2-1-5 '

(3)

где: Р — усилие в момент страгивания трещины; 11 - перемещение кромок надреза в момент страгивания; / - длина исходной трещины (например, из-

за усадки клея при его полимеризации); д - толщина клеевого слоя после полимеризации; Е - модуль упругости клеевых композиций.

Анализ результатов экспериментальных исследований позволил сделать вывод о влиянии технологических факторов (вид модификатора, весовые соотношения наполнитель - полимер, технология подготовки склеиваемых поверхностей, шероховатость поверхности, сернокислое анодирование поверхностей и обработка ПАВ и т.п.) на механизм разрушения клеевого соединения «стальной образец - полимерное покрытие».

При некотором перепаде температур и действии внутреннего давления д возможен сдвиг между полимерным покрытием и изношенным стальным трубопроводом (с нарушением несущей способности клея и образованием складок и морщин в полимерном покрытии). В связи с этим автором решена задача оценки прочности клеевого соединения по контактной поверхности двух анизотропных цилиндрических оболочек.

Напряжения, действующие в клеевом соединении двух оболочек, показаны на рис.4.

<т\2ЧЮ

ф)

<т',"(0)

о","(х)

я

о

X

Рис.4. Напряжения в двухслойной цилиндрической оболочке трубопровода

сЬс

Ь^ХЗ с!т - А^ (Ьс

Дифференциальное уравнение сдвига по контактной поверхности двух оболочек имеет вид:

- г = - Ага\\0) + МаЛ - огЛ) + 4,(4)

где: г - сдвигающее напряжение; /г, и к2 - толщина стенки внутренней и наружной оболочки; 5 - толщина клея; и а2 — коэффициенты линейного расширения полимерного покрытия и стальной оболочки; (/ и 'г -

температура на внутренней и наружной оболочках; —; <7 - модуль

О

сдвига клеевой композиции после её полимеризации; А/.4 - постоянные, определяемые физическими константами полимерного покрытия и стальной оболочки, а также их толщинами.

Величины продольных напряжений определялись из условия равновесия элемента двухслойной оболочки длиной / в поперечном сечении х:

а\2)(х ) = аг,2)( 0 ) + — ]т(х )ск;

Ь2 О

1 х (5)

о'1"(х) = </1"(0) + -\т(х)еЬс.

о

Значения нормальных напряжений определены из соотношений:

о-,

т Л6Н,

БЬтх 8кт( 1-х) ^ БИт1 БШ

о-^ = -а1,"

И, (6)

К

Исследования кинетики набора прочности и усадочных деформаций различных клеев позволили рекомендовать методы снижения уровня усадочных напряжений в клеевых соединениях между сталями труб и полимерными материалами. Предложенный метод расчета позволяет

определить несущую способность не только клеевого соединения, но и элементов восстановленной конструкции. При этом выявлено влияние технологических факторов на механизм разрушения клеевого соединения.

В пятой главе приведены результаты расчетов по оценке напряженно-деформированного состояния внутренней цилиндрической оболочки стального трубопровода, прочности и долговечности двухтрубной конструкции трубопровода, а также результаты экспериментальных исследований несущей способности трубопроводов, отремонтированных полимерными вставками.

В последние годы полиэтиленовые трубы в России и за рубежом широко используются для транспортировки газа, однако факторы, определяющие их эксплуатационную надежность, изучены недостаточно. Так, например, при использовании этих труб для ремонта газопроводов высокого давления в виде полимерных вставок остается не изученным вопрос влияния температурного поля, определяющего условия нанесения и поведения полимерного материала. В связи с этим автором решалась задача определения внутреннего давления в полиэтиленовой оболочке, при котором ее материал переходит в состояние текучести по всей толщине стенки.

Впервые была разработана методика определения критического состояния полиэтилена для двухслойной оболочки: Вследствие коррозионного и эрозионного износа стали на наружной поверхности трубопровода нарушается изотропность его конструкции в продольном и окружном направлениях. При определенном перепаде температур возможен сдвиг между полимерной и стальной оболочками трубопровода, который может привести к образованию складок и морщин в полимерном покрытии. Поэтому оба слоя конструкции трубопровода приняты анизотропными.

Из условия совместности деформаций двух оболочек следует:

,0) ст — ^У х

где: у - угол сдвига оболочек в соединительном слое высотой 5.

При упругом контакте оболочек

У = (8)

где: X - коэффициент податливости соединительного слоя при сдвиге;

т - касательное напряжение на контактной поверхности оболочек.

Исходные уравнения в развернутом виде имеют вид:

И"(х) -^"(х)ст,<,>(лг)]+«,/1(д:) =

: (Л) (9)

(Л)

а,^ (х),а212 (х) - температурные деформации оболочек.

Из условия равновесия элемента двухслойной оболочки длиной I в поперечном сечении х имеем:

а12Чх) = ст<2Ч0) + -^}т(х)с1х;

7 (Ю)

(х) = (0) + т~ 1р1(х)<1х.

Ь, о

Дифференцируя это равенство по х, получим формулу (4).

Это уравнение (4) позволяет определить безмоментное напряженное состояние двухслойной частично изношенной оболочки трубопровода при действии внутреннего давления и температурной нагрузки.

Поскольку ремонту подлежат коррозионно поврежденные газопроводы, важным для выбора модели становятся размеры и форма коррозионного дефекта. Следует отметить, что такие данные могут быть получены по результатам внутритрубной диагностики. Анализ формы коррозионных дефектов показал, что, несмотря на их разнообразие, все они могут быть приведены по площади к прямоугольной форме. Поэтому в модели определения несущей способности частично изношенной стальной оболочки трубопровода принята прямоугольная форма питтинга с допущениями:

• коррозионные язвы - питгинги равномерно распределены на изношенной поверхности трубопровода и имеют форму прямоугольника со сторонами а и Ъ, причем Ь >а\

• коррозионный износ стали по всей поверхности питтинга протекает равномерно с уменьшением первоначальной толщины стенки трубы И2 до минимального значения на краях язвы толщина стенки не меняется.

Решена задача расчета напряженно-деформированного состояния питтинга - прямоугольной пластинки с толщиной стенки = к2 - Ь0(0 при действии нагрузки <7. Здесь ко(0 - величина коррозионного износа стали, которая является функцией коррозионной активности грунта и продолжительности эксплуатации г трубопровода. Пластинка по всему контуру опирается на неизношенные коррозией ребра, пространственная жесткость которых значительно больше изгибной жесткости тонкостенной пластинки.

Дифференциальное уравнение прогиба трубопровода в области коррозионной язвы под действием реактивного давления д запишется:

д4п д4м>

дх2ду2 (12)

где и - —Г| " цилиндрическая жесткость пластинки,

Ес йус - модуль упругости и коэффициент Пуассона стали.

Решение для любого распределения сплошной нагрузки на искривленной поверхности каверны в виде двойного бесконечного ряда имеет вид:

тлх П7су

т=1 п=1 а

(13)

Тогда изгиб обо.лочки трубопровода в области коррозии язвы под действием реактивного давления:

. ттос . ппу

Перерезывающие усилия определяются уравнениями:

йшах

(15)

2:

2 тах

Расчеты показали, что полное давление на короткую сторону а контура коррозионной язвы медленно возрастает с увеличением длинной стороны Ь ив предельном случае превосходит давление, имеющее место для квадратной каверны (т.е. для величины 0,25да2), примерно на 8,5%. Полное давление от крутящих моментов на ту же сторону контура квадратной каверны составляет 26% и в случае весьма длинного контура 35% от давления, которое обусловлено усилиями На длинных сторонах язвенной каверны влияние давления от действия крутящего момента Мц менее значимо. Оно убывает с возрастанием длины прямоугольной язвенной каверны.

Для оценки прочности двухслойной конструкции автором использованы полученные ранее зависимости значения максимального внутреннего давления, усилий в области коррозионного дефекта и радиальных перемещений для совместной работы полимерной и стальной оболочек трубопроводов:

и>|

2\П2Р~гг2Ч

Подставив выражение (16) в условие совместности и деформаций, получаем выражение для определения реактивного давления, которое примет вид:

2(1 - V2) ■ г?р -

<7(0 =

(1 -у_2у2) • ггг + (1 + V)• г,2 + а(к)• ~^ ' °7)

С помощью стандартной программы МаЛсас! 7 были выполнены расчеты для различных значений коррозионной активности грунта. Результаты значений реактивного давления представлены на рис.5.

Ч' 5,4 МПа

0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33

I, лет

Рис.5. Зависимость величины контактного давления на поверхности труб от времени эксплуатации трубопровода

грунт с низкой коррозионной активностью Р=0,1 грунт со средней коррозионной активностью Р=2 грунт с повышенной коррозионной активностью Р=8

Полученные результаты позволили установить, что в фунтах с низкой коррозионной активностью величина контактного давления в межтрубном пространстве изменяется незначительно - за 33 года на 0,67%. С повышением коррозионной активности грунта картина существенно меняется.

Значения продольных, кольцевых и эквивалентных напряжений определялись по выражениям:

<г,(г) =-

4h(t)

h(ty

a2(t) =

q{t)-D t 6y{k)-q{t)-a2

• +

a

2 h(t) h{tУ

Э (О = 4*i(t)2 +<?2(t)2-a,(t)-a2(t).

(18)

В результате расчетов получены функциональные зависимости несущей

способности конструкции от продолжительности эксплуатации

восстановленного трубопровода в грунтах с различной коррозионной

активностью (рис.6).

сг, 900 МПа

800

Рис.6. Зависимость эквивалентных напряжений трубопровода от коррозионной

активности грунта

грунт с низкой коррозионной активностью Р=0,1 грунт со средней коррозионной активностью Р=2 грунт с повышенной коррозионной активностью р=8

Выполненные исследования позволили оценить процесс формирования напряженного состояния в местах коррозионных дефектов.

Таким образом, с помощью разработанных алгоритмов и программы на базе Mathad 7 можно исследовать напряженно-деформированное состояние и долговечность стальной оболочки трубопровода с произвольными геометрическими параметрами дефектов для любых условий его эксплуатации. Для этого необходимо иметь результаты сканирования коррозионных дефектов на наружной поверхности трубопровода.

Проблема оценки несущей способности коррозионно поврежденного трубопровода, усиленного полимерными вставками, изучены пока недостаточно из-за ее сложности, поскольку на работу восстановленной конструкции влияет множество факторов (уровень адгезии, наличие зазора между полимерной и стальной оболочкой, эксплуатационное давление, характер коррозионного повреждения, срок эксплуатации газопровода и т.д.). С целью уточнения расчетной модели оценки несущей способности такой конструкции автором выполнен комплекс промышленных экспериментов.

В качестве образцов для испытаний использовались трубы углеродистой качественной конструкционной стали марки 20 ГОСТ 1050-74 и полимерные вставки из полиэтилена низкого давления ПЭ-80. Всего было испытано более 40 образцов. Экспериментальные исследования проводились на установке нидерландской фирмы «Rescto». Несущая способности коррозионно поврежденной трубы с различной степенью корродирования сопоставлялась с эталонным образцом. Для определения несущей способности двухслойной конструкции полиэтиленовая вставка

вводилась в стальную трубку и вся конструкция помещалась в защитный кожух (рис.7).

6

4

5

2 3

г

> ==

Р„=7 кгс/см'

,2

РВЫх=^аг У=Уаг

7

От компрессора

Рис.7. Схема испытаний образцов

1 - мультипликатор давления; 2 - входной манометр; 3 - дросселирующее устройство; 4 - манометр на выходе; 5 - испытуемый образец; 6- соединительная магистраль; 7 - крановый узел."

На входе мультипликатора установки компрессором создавалось давление воздуха 0,7 МПа. Увеличение давления жидкости и внутренней полости испытываемого образца производилось плавно до его разрушения.

Статистическая обработка результатов исследования позволила получить зависимость несущей способности восстановленного полиэтиленовой вставкой коррозионно изношенного газопровода от степени коррозионного повреждения и конструктивных параметров конструкции, а так же установить функциональные зависимости между кольцевыми и продольными напряжениями в стенке трубопровода.

. Экспериментальные исследования показали, что несущая способность двухслойной конструкции увеличивается в 1,30 раза при коррозионном износе стенки трубы 35% и составляет 20,5 МПа. Наличие полиэтиленовой вставки способствует перераспределению напряжений (о чем свидетельствует фотофиксация, рис.8) в области коррозионного дефекта. С учетом того, что существующие газопроводы работают при

эксплуатационной нагрузке до 10 МПа, применение полиэтиленовых вставок позволит значительно продлить срок их эксплуатации.

Рис.8. Внешний вид характера разрушения образца № 9а

Автором выполнена оценка эксплуатационной надежности отремонтированных полимерными вставками газопроводов с позиций теории надежности. Поскольку оценка надежности таких конструкций никогда не выполнялась, автором, исходя из результатов исследования прочности и долговечности и в соответствии с действующими в настоящее время нормами, определены показатели надежности восстановленных газопроводных систем.

Конкретный расчет надежности кольцевой газовой сети населенного пункта показал, что уровень надежности кольцевых газовых сетей высокого (среднего) давления с тупиковыми ответвлениями к потребителям и секционированием сети на участки, к которым присоединены потребители (с отключением участка), невысок и при расчетном значении ? = 10 лет составляет величину 0,96. Если система будет реконструироваться через Г = 5 лет с включением дополнительных резервов и повышением степени

секционирования, то можно ожидать увеличения надежности примерно до 0,98, что является достаточно высоким значением.

В шестой главе проанализированы существующие методы ремонта, обладающие рядом конструктивных и технологических недостатков, что существенно ограничивает область их применения и способы реализации. Основным недостатком всех методов является практически полное отсутствие надежных и достоверных методов контроля. С этой целью автором разработаны и предложены новые технологии капитального ремонта газопроводов методом протяжки и внутритрубный ремонтный комплекс для антикоррозийной обработки поверхности трубы и повышения ее несущей способности.

Предложенный способ для защиты от коррозии внутренней поверхности трубопровода полимерным материалом заключается в нанесений последнего на внутреннюю поверхность путем перевода полимерного материала в вязкотекучее состояние с последующим его выглаживанием и отвердением. Для этой цели согласно нашему изобретению используется разработанный автором автономный электротермомеханический автоматизированный комплекс. Он состоит из нескольких модулей, обеспечивающих: отделение полимерного материала от потока газа; нанесение полимерного материала экструдированием с последующим выглаживанием его на внутренней поверхности. Комплекс перемещается внутри вдоль трубопровода, при этом энергоснабжение модулей и их перемещение осуществляется за счет кинетической энергии транспортируемого по трубопроводу природного газа (воздуха). Перепад давления на ступени турбогенератора обеспечивает получение электрической мощности от 300 до 1500 кВт (в зависимости от диаметра трубопровода), которая используется для: привода узла очистки внутренней поверхности; работы экструдера и других вспомогательных устройств. При этом полимерный материал в виде гранул за счет энергии

потока газа (воздуха) транспортируется к комплексу из специального дозирующего устройства.

Для этого в приемник трубопровода, временно отключенный от потока газообразного агента (природный газ), вводится автономный электротермомеханический комплекс. Накопитель экструдера (предэкструдер) заполнен полимерным материалом. Входное отверстие приемника трубопровода герметизируют и подключают систему перекачки газообразного агента, при этом тормозное устройство удерживает комплекс в неподвижном, относительно трубы, положении. Поток газообразного агента вращает лопасти турбогенератора, электрическая энергия которого в электронагревателе экструдера преобразуется в тепловую энергию, используемую для нагрева полимерного материала. В качестве полимерного материала используют полиолефины, например, полиэтилен низкого давления, который для формообразовании должен иметь температуру 220-250 °С. Полимерный материал термически переводится в вязкотекучее состояние, по сигналу датчика о готовности полимера к экструдированию тормозное устройство уменьшает силу прижатия фрикционных элементов к трубопроводу и обеспечивает начало движения ремонтного комплекса за счет аэродинамических сил потока газа. Экструдер выдавливает вязкотекучий полимерный материал на заранее подготовленную внутреннюю поверхность трубопровода. При движении ремонтный комплекс обеспечивает предварительную подготовку внутренней поверхности трубопровода, отделение полимерного материала от газового потока, накопление полимерного материала в предэкструдере, его предварительное сжатие (удаление полостей), перевод полимера в экструдере в вязкотекучее состояние и нанесение полимера на внутреннюю поверхность трубопровода, а также выглаживание внутренней поверхности полимерного слоя. По команде комплекс может перемещаться внутри трубы без нанесения полимерного слоя и включать экструдер на определенных участках.

Электротермомеханический комплекс выводится из трубопровода через очередной приемник по ходу потока газа при временном отключении этого приемника от потока газа.

Комплекс (рис.9) разработан для защиты магистральных газопроводов от коррозии и увеличения их прочности и несущей способности по давлению. Он позволяет расширить технологические возможности метода защиты внутренней поверхности трубопроводов и распространить его на различные коммуникации в эксплуатационных условиях.

Рис. 9. Электротермомеханический ремонтный комплекс I- турбодетандер, 2 - тележка ходовая, 3 - экструдер, 4 - обрабатывающий узел, 5 - высокочастотный двигатель экструдера, 6 - высоко частотный двигатель обрабатывающего узла, 7 - рама экструдера, 8 -рама обрабатывающего узла, 9 - планетарный редуктор экструдера, 10 - планетарный редуктор обрабатывающего узла, 11 - автосцепка.

После обработки ремонтным комплексом линейного участка будет получена полиэтиленовая труба заданной толщины в дополнение к существующей металлической, что позволяет дальнейшую работу газопровода производить в проектном режиме.

Запуск и прием агрегата в коммуникации осуществляется с помощью специальных камер.

Необходимо отметить, что срок службы полиэтиленовой трубы, согласно нормативным данным, составляет 50 лет. Капитальный ремонт трубопровода, произведенный разработанным методом, является наиболее "щадящим", так как нет операций демонтажа, монтажа и трубопровод не получает дополнительных напряжений.

Научная новизна и приоритет предложенных методов безподъемного ремонта трубопроводов, разработанных автором, признаны на государственном и международном уровнях и защищены патентами. Конструктивные и технологические параметры получили одобрение головного отраслевого института ОАО «Газпром» - ВНИИГАЗ, ООО «Сургутгазпром», ООО «Тюментрансгаз».

Изготовление опытно-промышленного образца комплекса сдерживается высокой стоимостью (400 тыс. долларов США). Однако отдельные результаты исследований внедрены в практику ремонтных работ, и показали высокую эксплуатационную надежность отремонтированных трубопроводов.

Основные выводы:

1. Эксплуатационная надежность газопроводов обеспечивается за счет проведения ремонтно-восстановительных работ.

2. Предложены модели почвенной коррозии и развития старения трубопроводных сталей, позволяющие прогнозировать долговечность эксплуатируемых газопроводов.

3. Экспериментально установлено влияние радиуса изгиба газопровода на интенсивность коррозии в зонах растяжения и сжатия стенки.

4. На основе выполненных исследований доказана принципиальная возможность и необходимость использования армированных полимерных материалов для ремонта газопроводов высокого давления (до 10 МПа).

5. На основе экспериментальных исследований рекомендованы методы снижения уровня усадочных напряжений в клеевых соединениях между сталями труб и материалами полимерных вставок.

6. Впервые предложен метод расчета на прочность бинарных конструкций полимер-сталь с различными по форме и глубине коррозионными дефектами трубы. Экспериментально доказано существенное увеличение несущей способности отремонтированного полимерными вставками коррозионно поврежденного трубопровода (для труб с наружным диаметром 0 110 мм).

7. Впервые предложена методика, позволяющая оценить эксплуатационную надежность отремонтированной конструкции газопровода с позиций теории надежности. Установлены функциональные зависимости между толщиной полиэтиленового покрытия, наружным диаметром и рабочим давлением газопровода.

8. Предложены технология, организация и конструкция устройства безподъемного внутритрубного ремонта - коррозионно изношенного газопровода с применением полимерных материалов, приоритет и новизна которых признаны РФ и международным патентным союзом.

9. Определена область применения предложенных методов ремонта и оценена их экономическая эффективность.

Основные положения диссертации опубликованы в работах:

1. Иванов ВА., Яковлева Н.С., Новоселов В.В. Разработка новых технологий ремонта и обслуживания стареющих газопроводов // Журнал "Нефть и газ" (Известия высших учебных заведений) - г. Тюмень, 1997, №6 - с. 123.

2. Иванов В.А., Новоселов В.В. Патент (Россия) № 97116175/06 (017147) от 29.09.97г. «Способ защиты внутренней поверхности трубопроводов полимерными материалами».

3. Иванов В.А., Новоселов В.В. Патент (международный) № PCT/RUS98/00044 от 18.02.1998г. «Способ защиты внутренней поверхности трубопроводов полимерными материалами».

4. Вождаев С.Н., Иванов В.А., Новоселов В.В. Пути повышения надежности труб нефтегазового сортамента // Тюменский государственный нефтегазовый университет. - г. Тюмень, 1998. - с.66.

5. Новоселов В.В. Нетрадиционные методы ремонта нефтепроводов // Международный семинар по энергосбережению в трубопроводном транспорте под эгидой «Энергетического центра».-Тюмень, 1998.-с. 7.

6. Иванов В.А., Мухаметкулов В.А., Прокофьев В.В., Новоселов В.В. Ремонтный комплекс для внутритрубной обработки и повышения несущей способности вырабатывающих ресурс коммуникаций // Журнал «Нефть и газ» (Известия высших учебных заведений). - г. Тюмень, № 4, 1998.-с. 85-91.

7. Иванов В.А., Некрасов В.И., Новоселов В.В. Патент (Россия) № 98109602/06 (010781) от 20.05.98г. «Термомеханический комплекс для защиты внутренней поверхности трубопровода полимерным материалом».

8. Новоселов В.В. Воздействие вяжущих для магистральных трубопроводов на полимерные изоляционные пленки // Сборник научных трудов «Проблемы эксплуатации и ремонта промысловых и магистральных трубопроводов». - Тюмень, ТюмГНГУ, 1999г,-с. 18-20.

9. Симонов В.В., Новоселов В.В. Совершенствование трубопроводного транспорта газа // Сборник научных трудов «Проблемы эксплуатации и ремонта промысловых и магистральных трубопроводов». -Тюмень, ТюмГНГУ, 1999г. - с .152-154.

10. Иванова А.Н., Новоселов В.В. Современные методы и средства технического диагностирования газоперекачивающих агрегатов линейной части газопроводов // Сборник научных трудов «Проблемы эксплуатации и ремонта промысловых и магистральных трубопроводов».-Тюмень, ТюмГНГУ, 1999г.-с. 123-127.

11. Пономарева Т.Г., Новоселов В.В. Анализ отказов на трубопроводах // Сборник научных трудов «Проблемы эксплуатации и ремонта промысловых и магистральных трубопроводов». - Тюмень, ТюмГНГУ, 1999г. - с .47-51.

12. Новоселов В.В. Надежность работы технологического оборудования компрессорных станций // Сборник научных трудов «Проблемы эксплуатации и ремонта промысловых и магистральных трубопроводов»- Тюмень, ТюмГНГУ, 1999г. - с .119.

13. Важенин Ю.И., Крамской В.Ф., Новоселов В.В. Климатические характеристики и особенности эксплуатации газопроводной системы «Сургутгазпром» // Сборник научных трудов «Проблемы эксплуатации и ремонта промысловых и магистральных трубопроводов». - Тюмень, ТюмГНГУ, 1999г. - с.60-64.

14. Крамской В.Ф., Бачериков A.C., Новоселов В.В. Перспективное планирование объемов замены труб на капитальный ремонт и реконструкцию магистральных нефтепроводов II Сборник научных трудов «Проблемы эксплуатации и ремонта промысловых и магистральных трубопроводов». - Тюмень, ТюмГНГУ, 1999г. - с.21-24.

15. Важенин Ю.И., Новоселов В.В. Экологически чистый способ борьбы с эрозионными разрушениями песчаного грунта // Сборник научных трудов «Проблемы эксплуатации и ремонта промысловых и магистральных трубопроводов». - Тюмень, ТюмГНГУ, 1999г. - с.134-136.

16. Новоселов В.В., Смирнов А.Н. Экспериментальное исследование взаимодействия трубопровода с грунтом при изгибе // Сборник научных трудов «Проблемы эксплуатации и ремонта промысловых и магистральных трубопроводов». - Тюмень, ТюмГНГУ, 1999г.-с. 136.

17. Новоселов В.В., Бачериков A.C. Оценка напряженно-деформированного состояния газопровода в условиях обратного промерзания грунта, характеризующегося пучением // Сборник научных трудов «Проблемы эксплуатации и ремонта промысловых и магистральных трубопроводов».-Тюмень, ТюмГНГУ, 1999г.- с 94-95.

18. Новоселов В.В., Спиридонова O.A. Выбор полимерного материала для ремонта трубопроводов методом внутритрубной экструзии // Сборник научных трудов «Проблемы эксплуатации и ремонта промысловых и магистральных трубопроводов». - Тюмень, ТюмГНГУ, 1999г.- с15-17.

19. Новоселов В.В., Черпаков В.В. Метод расчета напряженно-деформированного состояния подземного газопровода при неравномерном морозном пучении основания // Сборник научных трудов «Проблемы эксплуатации и ремонта промысловых и магистральных трубопроводов». -Тюмень, ТюмГНГУ, 1999г. - с.100-102.

20. Новоселов В.В., Черпаков В.В. Влияние газотранспортных систем на экологические процессы в условиях многолетнемерзлых грунтов // Сборник научных трудов «Проблемы эксплуатации и ремонта промысловых и магистральных трубопроводов». - Тюмень, ТюмГНГУ, 1999г.- с.40 - 41.

21. Новоселов В.В. Комплекс мероприятий по повышению надежности трубопроводов // Сборник научных трудов «Проблемы эксплуатации и ремонта промысловых и магистральных трубопроводов». -Тюмень, ТюмГНГУ, 1999г. - с.71-78.

22. Новоселов В.В. Влияние специальных органических вяжущих на коррозионную активность грунтов // Сборник научных трудов «Проблемы эксплуатации и ремонта промысловых и магистральных трубопроводов». - Тюмень, ТюмГНГУ, 1999г.- с. 137-140.

23. Новоселов В.В., Дорофеев М.С., Козлов В.В. Автоматизированные системы управления процессами и ремонтом объектов // Сборник научных трудов «Проблемы эксплуатации и ремонта промысловых и магистральных трубопроводов». - Тюмень, ТюмГНГУ, 1999г.- с.8 .

24. Новоселов В.В. Улучшение качества продукции за счет увеличения степени автоматизации газотранспортной системы // Сборник научных трудов «Проблемы эксплуатации и ремонта промысловых и магистральных трубопроводов». - Тюмень, ТюмГНГУ, 1999г. - с. 128-133.

25. Новоселов В.В., Лещаков .C.B. Методы оценки функциональной надежности магистральных нефтепроводов // Сборник тезисов международной научно-технической конференции «Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России», ОАО «Запсибгазпром». - г.Тюмень, 1999г. - с. 97-98.

26. Новоселов В.В., Пономарева Т.Г. Разработка методики расчета прочности стальных труб усиленных полиэтиленовыми вставками // Сборник тезисов международной научно-технической конференции

«Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России», ОАО «Запсибгазпром». - г.Тюмень, 1999г.-с. 103-106.

27. Иванов В.В., Пиласевич A.B., . Новоселов В.В. Прогнозирование коррозионного износа стали на наружной поверхности подземного трубопровода // Журнал «Нефть и газ» (Известия вузов). -г.Тюмень, №5, 1999г.- с. 51-56.

28. Новоселов В.В. Особенности прокладки полиэтиленовых труб под водными преградами// Сборник научных трудов «Проблемы эксплуатации и ремонта промысловых и магистральных трубопроводов». -Тюмень, ТюмГНГУ, 1999г. - с.26-27.

29. Пиласевич A.B., Крамской В.Ф., Новоселов В.В. Старение сталей подземных трубопроводов // Журнал «Нефть и газ» (Известия вузов). - г.Тюмень, №5, 1999г.- с. 56-60.

30. Пиласевич A.B., Новоселов В.В. Анализ прочностных свойств полиэтиленовых труб, используемых для восстановления частично изношенных стальных оболочек магистральных трубопроводов // Научно-техническая конференция «Приспособленность техники к суровым условиям». - Тюмень, ТюмГНГУ, 1999г. - с.53-59.

31. Иванов В.А., Крамской В.Ф., Пиласевич A.B., Новоселов В.В. Напряженно-деформированное состояние полиэтиленовой цилиндрической оболочки, расположенной внутри частично изношенного коррозией стального газопровода, при действии эксплуатационной нагрузки // Научно-техническая конференция «Приспособленность техники к суровым условиям». - Тюмень, ТюмГНГУ, 1999г. - с. 41-51.

32. Кушнир С.Я., Иванов И.А, Новоселов В.В. Исследование влияния радиуса изгиба трубопровода на скорость коррозии его стенки // Журнал «Строительный вестник» (Известия вузов). - г.Тюмень, №4, 1999г.- с. 53-59.

33. Кушнир С..Я., Иванов И.А, Новоселов В.В. Сопоставление и оценка результатов внутритрубной диагностики трубопровода с позиции грунтовых условий вдоль его трассы // Журнал «Нефть и газ» (Известия вузов). - г.Тюмень, №6, 1999г.- с.84-95.

34. Кушнир С.Я., Новоселов В.В., Иванов И.А. Нефтегазовое строительство и его геотехнические проблемы // Научно-техническая конференция «Архитектура и строительство». - Томск, 1999г.- с.12-13.

Соискатель

В. В. Новоселов

Введение

Глава

Ремонтные работы как определяющий фактор эксплуатационной надежности газопроводов

1.1. Статистический анализ отказов магистральных газопроводов

1.2. Классификация дефектов газопроводов

1.3. Сопоставление и оценка методов ремонта магистральных газопроводов

1.4. Состояние проблемы технологии ремонтно-восстановительных работ газопроводов

1.5. Оценка требований к отремонтированным трубопроводам процесса коррозионного износа

Выводы по главе

Глава 2 Исследование газопроводов

2.1. Общие положения

2.2. Анализ прочностных свойств стальных электросварных труб

2.3. Исследование и моделирование процесса старения трубных сталей

2.4. Исследование коррозионного износа стали подземных магистральных трубопроводов в условиях длительной эксплуатации

2.4.1. Особенности почвенной коррозии трубопроводов

2.4.2. Математическое моделирование процесса почвенной коррозии подземных газопроводов

2.4.3. Прогнозирование коррозионного износа наружной поверхности подземного трубопровода

2.5. Основные положения методики и организация полевых наблюдений за высотными и плановыми перемещениями конденсатопровода в условиях глубокого протаива-ния и сезонного промерзания грунтов

2.5.1. Общие положения

2.5.2. Выбор и характеристики участка трассы трубопровода

2.5.3. Основные положения методики контрольных инженерно-геологических изысканий

2.5.4. Основные положения методики геодезических наблюдений

2.6. Анализ результатов внутритрубной диагностики

2.7. Экспериментальные исследования коррозии труб под воздействием внешних нагрузок

Выводы по главе

Глава 3 Анализ прочностных свойств полимерных материалов, используемых для восстановления частично изношенных конструкций газопроводов

3.1. Физико-механические свойства полиэтиленов

3.2. Основные особенности физико-механических свойств конструкционных стеклопластиков

3.3. Исследование прочностных свойств полимерных материалов при длительном контакте с природным газом и нефтепродуктами

Выводы по главе

Глава 4 Исследование клеевого соединения в восстановленной бинарной конструкции газопровода

4.1. Составы клеевых соединений и их прочностные свойства

4.2. Определение величины усадочных напряжений в клеевом соединении двух оболочек газопровода

4.3. Трещиностойкость клеевых композиций

4.4. Несущая способность клеевого соединения двухслойного газопровода с коррозионными дефектами на наружной поверхности стальной оболочки

Выводы по главе

Глава 5 Исследование несущей способности и долговечности бинарной конструкции газопровода в зависимости от коррозионной активности грунта и продолжительности эксплуатации

5.1. Напряженно-деформированное состояние внутритруб-ной цилиндрической оболочки из полиэтилена

5.2. Напряженно-деформированное состояние частично изношенной стальной оболочки трубопровода

5.3. Прочность и долговечность бинарной конструкции газопровода

5.4. Экспериментальные исследования несущей способности трубопроводов, отремонтированных полимерными вставками

Выводы по главе

Глава 6 Новые технологии и организация капитального ре- 201 монта магистральных газопроводов с использованием полимерных материалов

6.1. Выбор оптимальной конструкции восстановленного га- 202 зопровода и технологии ремонтных работ для обеспечения требуемого уровня эксплуатационной надежности

6.2. Разработка новой технологии капитального ремонта 210 газопровода методом «протяжки»

6.3. Разработка внутритрубного ремонтного комплекса для 219 антикоррозионной обработки и капитального ремонта газопроводов

Выводы по главе

В настоящее время и в ближайшей перспективе развитие газовой промышленности было и будет оставаться решающим фактором подъема экономики России. Отсюда очевидна возрастающая значимость работ по поддержанию требуемого уровня эксплуатационной надежности магистральных газопроводов, обеспечивающих энергетическое насыщение промышленного производства и аграрного сектора.

Если учесть, что строительство новых газотранспортных магистралей не является сейчас и не будет в обозримом будущем масштабным, а срок службы газопроводов приближается к нормативному (33 года), актуальность проблемы эксплуатационной надежности газотранспортных систем постоянно возрастает. При этом следует отметить, что если при ограниченности материальных средств новые газопроводы можно не строить, то для поддержания требуемого уровня надежности газопроводов ремонтные работы обязательно нужно проводить, здесь просто нет выбора.

По данным ОАО «Газпром» [120] суммарная протяженность газопроводов составляет около 150 тыс. км. Из них больших диаметров (1020 - 1420 мм) -61,5%, газопроводы со сроком службы от 10 до 30 лет составляют 85%, а на долю газопроводов, находящихся в эксплуатации более 30 лет, приходится 14%. При этом средний возраст газопроводов равняется 22 годам.

Около 16 тыс. км газопроводов нуждаются в переизоляции и ремонте, из них 50% имеют 15 ч- 40-летний срок эксплуатации, при котором пленочное изоляционное покрытие практически полностью теряет свои защитные свойства, что приводит к активным коррозионным процессам металла трубы. По причине потенциальной опасности более 21 тыс. км газопроводов ОАО «Газпром» эксплуатируются при пониженных давлениях. Ежегодный прирост газопроводов, эксплуатируемых в обводненных и заболоченных районах Северной и Западной Сибири, которые из-за низкого качества балластировочных работ в 6 процессе строительства потеряли устойчивое положение, составляет 40 - 60 км. Количество отказов по причине коррозионного повреждения металла увеличилось, расширились зоны ее появления.

Часть подводных переходов газопроводов эксплуатируется с отступлением от действующих норм и правил, многие из них из-за значительных размывов, провисов и нарушений изоляционного покрытия требуют проведения срочного ремонта. Вид ремонта, технология и организация ремонтных работ определяются характером отказа (повреждения), местом и площадью его распространения, инженерно-геологическими и климатическими условиями региона.

Проведенный автором анализ существующих методов ремонта свидетельствует, что все они связаны со значительными объемами подготовительных и земляных работ, трудоемки и дорогостоящи. Следует отметить, что в последние десятилетия интенсивно ведется поиск прогрессивных методов ремонта с применением более новых эффективных материалов. Так, за последние 8 лет в России наблюдается быстрый рост строительства газопроводов из полиэтиленовых материалов (в том числе армированных стекловолокном), одновременно эти материалы используются и для восстановления изношенных конструкций газопровода. Такое широкое внедрение полимерных материалов объясняется их следующими преимуществами по сравнению со стальными: малая плотность материала (полиэтилен типа ПЭ80 примерно в 8 раз легче стали), пластичность (полиэтиленовые трубопроводы можно наматывать на барабан и они легко вписываются в повороты трассы), гладкая поверхность (из-за низкого коэффициента шероховатости внутренней поверхности пропускная способность полиэтиленовых труб на 7 - 10% выше, чем у стальных), химическая инертность по отношению к минеральным кислотам и щелочам (не требуют изоляции и электрохимической защиты) и т.п.

В 1990 году протяженность газопроводов из полимерных материалов в РФ составляла 1900 км, за 9 лет она возросла в 6 раз. В настоящее время протяженность газопроводов, восстановленных методом протяжки полиэтиленовых труб, составляет более 200 км. Доля полиэтиленовых газопроводов в отече7 ственных распределительных сетях сегодня достигает всего 3%, в то время как в развитых западных странах - 60-70%, поэтому Программой газификации России в 1996 - 2000 годах, одобренной Постановлением Правительства РФ № 819 от 18 июня 1996 года, предусматривается строительство 171,0 тыс. км газопроводов, в том числе 45,6 тыс. км - из полиэтиленовых труб.

При таком состоянии дел весьма актуальной и приоритетной становится проблема оценки работоспособности и реального уровня конструктивной надежности газопроводных систем после производства ремонтно-восстановительных работ с использованием новых эффективных полимерных технологий и материалов с высокими физико-механическими показателями.

Общие выводы

1. Эксплуатационная надежность газопроводов обеспечивается за счет проведения плановых ремонтно-восстановительных работ.

2. Предложены модели старения и почвенной коррозии трубопроводных сталей, позволяющие прогнозировать долговечность эксплуатируемых газопроводов.

3. Экспериментально установлено существенное влияние радиуса изгиба газопровода на интенсивность коррозии его стенки. При этом выявлена различная интенсивность коррозионного повреждения в зонах растяжения и сжатия в стенке трубопровода.

4. На основе выполненных исследований доказана принципиальная возможность использования армированных полимерных материалов для ремонта газопроводов высокого давления (до 10 МПа).

5. На основе экспериментальных исследований рекомендованы методы снижения уровня усадочных напряжений в клеевых соединениях между сталями труб и материалами полимерных вставок.

6. Впервые предложен метод расчета на прочность бинарных конструкций «полимер-сталь» с различными по форме и глубине коррозионными дефектами трубы. Экспериментально доказано существенное (до 1,55 раз) увеличение несущей способности отремонтированного полимерными вставками коррозионно-поврежденного трубопровода.

225

7. Впервые предложена методика, позволяющая оценить эксплуатационную надежность отремонтированной конструкции газопровода. Установлены функциональные зависимости между толщиной полиэтиленового покрытия, наружным диаметром и рабочим давлением газопровода.

8. Предложены технология, организация и конструкция устройств безподъем-ного внутритрубного ремонта коррозионно-изношенного газопровода с применением полимерных материалов, приоритет и новизна которых признаны РФ и международным патентным союзом.

9. Определена область применения предложенных методов ремонта и оценена их экономическая эффективность.

1. Акользин П.А. Коррозия металла паровых котлов // Итоги науки и техники. Коррозия и защита от коррозии. М.: ВИНИТИ, 1986. - т. 12. -С. 259-294.

2. Бартенев Г.М. Прочность и механизм разрушения полимеров. М.: Химия, 1984. - 280 с.

3. Березин В.Л., Шутов В.Е. Прочность и устойчивость резервуаров и трубопроводов. М.: Недра, 1973.- 144 с.

4. Болотин В.В. Методы теории вероятностей и теории надежности в расчетах сооружений. М.: Стройиздат, 1982.- 172 с.

5. Важенин Ю.И. Управление безопасностью эксплуатации магистрального газопровода на основе анализа риска; Автореф. дисс. канд. техн. наук. -Тюмень, 1999. 23 с.

6. Валков Б.Г. и др. Справочник по защите подземных металлических сооружений от коррозии. Л.: Недра, 1975. - 224 с.

7. Велиюлин И.И. Пути решения вопросов капитального ремонта газопроводов на современном этапе: Тез. докл. Науч.-техн. сем. «Надежность магистральных газопроводов и проблема их капитального ремонта» М.: ИРЦ Газпром, 1993. - 43 с.

8. Вождаев С.Н., Иванов В.А., Новоселов В.В. Пути повышения надежности труб нефтегазового сортамента. Тюмень, ТюмГНГУ, 1998. - С. 66.227

9. Временная инструкция по контролю и приемке сварных стыков трубопроводов просвечиванием рентгеновскими лучами. М.: ВНИИСПТ, 1964.-75 с.

10. Гнеденко Б.В., Беляев Ю.К., Соловьёв А.Д. Математические методы в теории надёжности. М.: Наука, 1965. - 264 с.

11. Гумеров А.Г., Гумеров K.M., Росляков A.B. Разработка методов повышения ресурса длительно эксплуатирующихся нефтепроводов. М.: ВНИИОЭНГ, 1991.-60 с.

12. Гумеров А.Г., Росляков A.B. Обеспечение работоспособности действующих нефтепроводов. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - 58 с.

13. Екобори Т. Научные основы прочности и разрушения материалов. Киев: Наукова думка, 1978. - 358 с.

14. Есаян А.Э. Оценка работоспособности линейной части трубопровода с учетом его коррозии по критерию конструктивной надежности; Автореф. дисс. канд. техн. наук. Москва, 1991. - 24 с.

15. Защита от коррозии, старения и биоповреждения машин, оборудования и сооружений./Справочник: под ред. А.А.Герасименко.- М.: Машиностроение, 1987. 688 с.

16. Зиневич A.M., Глазков В.И., Котик В.Г. Защита трубопроводов и резервуаров от коррозии. М.: Недра, 1975. - С. 288.

17. Зубов П.И., Сухарева A.A. Структура и свойства полимерных покрытий.-М.: Химия, 1982. С. 46-47.

18. Иванов В.А., Некрасов В.И., Новоселов В.В. Патент (Россия) № 98109602/06 (010781) от 20.05.98г. «Термомеханический комплекс для защиты внутренней поверхности трубопровода полимерным материалом».

19. Иванов В.А., Новоселов В.В. Разработка номограммы определения мощности турбины линейной части газопровода//Нефть и газ (Известия высших учебных заведений). Тюмень, 1998. - № 2. - С. 53-60.

20. Иванов В.А., Новоселов В.В. Патент (Россия) № 97116175/06 (017147) от 29.09.97г. «Способ защиты внутренней поверхности трубопроводов полимерными материалами».

21. Иванов В.А., Новоселов В.В. Патент (международный) № PCT/RUS98/00044 от 18.02.1998г. «Способ защиты внутренней поверхности трубопроводов полимерными материалами».

22. Иванов В.А., Пиласевич A.B., Новоселов В.В. Прогнозирование коррозионного износа стали на наружной поверхности подземного трубопровода //Нефть и газ (Известия высших учебных заведений). Тюмень, 1999. - №5. -С. 51-56.

23. Иванов В.А., Яковлева Н.С., Новоселов В.В. Разработка новых технологий ремонта и обслуживания стареющих газопроводов//Нефть и газ (Известия высших учебных заведений). Тюмень, 1997.- № 6. - С. 123.

24. Инструкция по безопасному ведению сварочных работ при ремонте неф-те- и продуктопроводов под давлением. РД 39-0147103-360-89. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989. - 124 с.

25. Инструкция по выбору режимов испытаний магистральных нефтепроводов. Уфа: ИПТЭР, 1993. - 113 с.

26. Инструкция по защите городских подземных трубопроводов от электрохимической коррозии. М.: Стройиздат, 1974. - С. 20.

27. Инструкция по контролю состояния изоляции законченных строительством участков трубопроводов катодной поляризации. М.: ВНИИСТ, 1971. - 48 с.

28. Инструкция по технологии производства ремонтно-строительных работ на газопроводах диаметром 1020 мм с применением ремонтно-очистной машины РОМ. ВСН-2-68-76. М.: ВНИИСПТ, 1976.- 98 с.

29. Инструкция по технологии сварки, по термической обработке и контролю стыков трубопроводов из малоуглеродистых сталей для транспортировки природного газа и конденсата, содержащих сероводород. ВСН 2-61-75. -М.: ВНИИСТ, 1975.- 134 с.

30. Кардашев Д.А., Петрова А.П. Полимерные клеи. М.: Химия, 1983. - с. 256.

31. Коррозия.// Справочное издание: под ред. Л.Л.Шрайдера./ Пер.с англ. -М.: Металлургия, 1981. 632 с.

32. Кисилев Б.А. Стеклопластики.- М.: Госхимиздат, 1961. С. 240.

33. Крамской В.Ф., Телегин Л.Г., Новоселов В.В., Васильев Г.Г., Иванов В.А., Сенцов С.И. Современные методы строительства компрессорных230станций магистральных газопроводов. М.: Недра-Бизнесцентр, 1999. -263 с.

34. Купер Д., Пиготт Р. Растрескивание и разрушение композитов.// В кн.: Механика разрушения. М.: Мир, 1979. - С. 165.

35. Кушнир С .Я., Иванов В.А., Новоселов В.В. Исследование влияния радиуса изгиба трубопровода на скорость коррозии его стенка/Строительный вестник (Известия высших учебных заведений). Тюмень, 1999,-№4.-С. 53-59.

36. Кушнир С.Я., Иванов В.А., Новоселов В.В. Нефтегазовое строительство и его геотехнические проблемы: Тез. докл. Науч.-тех. конф. «Архитектура и строительство». Томск, 1999. - С. 12-13.

37. Кушнир С.Я., Иванов В.А., Новоселов В.В. Сопоставление и оценка результатов внутритрубной диагностики трубопровода с позиции грунтовых условий вдоль его трассы// Нефть и газ (Известия высших учебных заведений). Тюмень, 1999. - № 6, - С. 84-95.

38. Кфури А., Райе Дж. Механика разрушения. Разрушение материалов/ Пер. с англ. М.: Мир, 1979. - С. 19-39.

39. Малере Л.Я. и др. Высокомолекулярные соединения. 1975. - Серия А, т. 17. - С. 551-556.

40. Маслов A.C., Росляков A.B. Исследование долговечности магистральных нефтепроводов. М.: ВНИИОЭНГ. - 1983. - вып.4. - 54 с.

41. Маслов A.C., Росляков A.B. Обеспечение эффективности и качества эксплуатации магистрального нефтепровода. М.: ВНИИОЭНГ. -1984. -вып. 1. - 75 с.

42. Медведев В.А. Увеличение сроков безаварийной эксплуатации внутри-промысловых трубопроводных систем Западной Сибири.// Безопасность труда в промышленности. 1997. - № 12. - С.4-9.

43. Методика. Критерии оценки качества металла труб длительно эксплуатирующихся нефтепроводов. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989. - 42 с.231

44. Методика выбора показателей для оценки надежности сложных технических систем. М.: ВНИИСТ, 1971. - 36 с.

45. Методика определения механических характеристик металла труб действующих нефтепроводов без остановки перекачки. Уфа: ВНИИСГТГнефть, 1990.-68 с.

46. Методика оценки допустимой дефектности нефтепроводов с учетом их реальной нагруженности. Уфа: ВНИИСГТГнефть, 1991. - 82 с.

47. Методика оценки работоспособности труб линейной части нефтепроводов на основе диагностической информации. РД 39-0147105-001-91. -Уфа: ВНИИСПТнефть, 1992.-74 с.

48. Методика оценки статической прочности и циклической долговечности магистральных нефтепроводов. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1990.- 58 с.

49. Методика по выбору параметров труб и поверочного расчета линейной части магистральных нефтепроводов. РД 39-0147103-361-86. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987. - 75 с.

50. Методика по определению напряженного состояния и оценке работоспособности участка трубопровода с помощью географического переносного измерительного комплекса. Уфа: ИПТЭР, 1993. - 39 с.

51. Методика прогнозирования технического состояния нефтепроводов на основе данных многократного диагностического обследования. РД 39-067-91. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1991. - 66 с.

52. Методика расчета на прочность и долговечность сварных труб нефтепроводов с технологическими и эксплуатационными дефектами в условиях мех.-химической повреждаемости. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987. - 92 с.

53. Методическая разработка деформации и разрушения при испытаниях и формоизменении деталей. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989. - 44 с.

54. Методическая разработка определения предельного состояния труб и базовых деталей нефтяной аппаратуры. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989. -68 с.232

55. Механика разрушения. М.: Мир, 1979. - с. 165.

56. Мэнсон Д., Сперлинг Л. Полимерные смеси и композиты/ Пер.с англ. -М.: Химия, 1979. с. 440.

57. Насырова Г.И. Влияние условий эксплуатации и качества труб на долговечность магистральных нефтегазопроводов; Автореф. дисс. канд. тех. наук. Уфа, 1996. - 19 с.

58. Никитенко Е.А. Электрохимическая коррозия и защита магистральных газопроводов. М.: Недра, 1972. - С. 120.

59. Новожилов В.В. Теория тонких оболочек.- Л.: Судпромгиз, 1951. С. 344.

60. Новоселов В.В., Смирнов А.Н. Экспериментальное исследование взаимодействия трубопровода с грунтом при изгибе: Сб. науч. тр. «Проблемы эксплуатации и ремонта промысловых и магистральных трубопроводов».-Тюмень, ТюмГНГУ, 1999. С. 136.

61. Новоселов В.В. Улучшение качества продукции за счет увеличения степени автоматизации газотранспортной системы: Сб. науч. тр. «Проблемы эксплуатации и ремонта промысловых и магистральных трубопроводов». Тюмень, ТюмГНГУ, 1999.- С. 128-133.

62. Новоселов В.В. Влияние специальных органических вяжущих на коррозионную активность грунтов: Сб. науч. тр. «Проблемы эксплуатации и ремонта промысловых и магистральных трубопроводов». Тюмень, ТюмГНГУ, 1999. - С. 137-140.

63. Новоселов В.В. Воздействие вяжущих для магистральных трубопроводов на полимерные изоляционные пленки: Сб. науч. тр. «Проблемы эксплуатации и ремонта промысловых и магистральных трубопроводов». Тюмень, ТюмГНГУ, 1999. - С. 18-20.

64. Новоселов В.В. Диагностика газопроводов Западной Сибири: Тез. докл. Межд. науч.-тех. конф. «Научно-технические проблемы повышения эффективности работы топливно-энергетического комплекса». Мальта, 1997.-С. 39-41.233

65. Новоселов B.B. Надежность работы технологического оборудования компрессорных станций: Сб. науч. тр. «Проблемы эксплуатации и ремонта промысловых и магистральных трубопроводов». Тюмень, ТюмГНГУ, 1999.-С.119.

66. Новоселов В.В. Комплекс мероприятий по повышению надежности трубопроводов: Сб. науч. тр. «Проблемы эксплуатации и ремонта промысловых и магистральных трубопроводов». Тюмень, ТюмГНГУ, 1999.-С. 71-78.

67. Новоселов В.В. Прогноз эксплуатационной надежности нефтепроводов Западной Сибири: Тез. докл. Симп. «Магистральные нефтепроводы. Состояние проблемы, перспективы». Мюнхен, 1997. - С. 58-62.

68. Новоселов В.В. Нетрадиционные методы ремонта нефтепроводов: Тез. докл. Межд. сем. по энергосбережению в трубопроводном транспорте. -Тюмень, «Энергетический центр», 1998. С.7.

69. Новоселов В.В. Особенности прокладки полиэтиленовых труб под водными преградами: Сб. науч. тр. «Проблемы эксплуатации и ремонта промысловых и магистральных трубопроводов». Тюмень, ТюмГНГУ, 1999. - С.26-27.

70. Новоселов В.В., Важенин Ю.И., Крамской В.Ф. Анализ возможности использования осевой турбины, работающей на перепаде давления в газопроводе // Нефть и газ (Известия высших учебных заведений). Тюмень, 1999.-№2.-С. 37-42.

71. Новоселов В.В., Козлов В.В., Дорофеев М.С. Автоматизированные системы управления процессами и ремонтом объектов: Сб. науч. тр. «Проблемы эксплуатации и ремонта промысловых и магистральных трубопроводов». Тюмень, ТюмГНГУ, 1999. - С. 8.

72. Новоселов В.В., Лещаков C.B. Методы оценки функциональной надежности магистральных нефтепроводов: Тез. докл. Межд. науч.-тех. конф. «Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России». -Тюмень, ОАО «Запсибгазпром», 1999. С. 97-98.

73. Новоселов В.В., Пиласевич В.А., Крамской В.Ф. Старение сталей подземных трубопроводов //Нефть и газ (Известия высших учебных заведений). Тюмень, 1999, № 2. - С. 41-43.

74. Новоселов В.В., Пономарева Т.Г. Разработка методики расчета прочности стальных труб усиленных полиэтиленовыми вставками: Тез. докл.235

75. Межд. науч.-тех. конф. «Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России». Тюмень, ОАО «Запсибгазпром», 1999. - С. 103-106.

76. Новоселов В.В., Спиридонова O.A. Выбор полимерного материала для ремонта трубопроводов методом внутритрубной экструзии: Сб. науч. тр. «Проблемы эксплуатации и ремонта промысловых и магистральных трубопроводов». Тюмень, ТюмГНГУ, 1999.-С. 15-17.

77. Новоселов В.В., Черпаков В.В. Влияние газотранспортных систем на экологические процессы в условиях многолетнемерзлых грунтов: Сб. науч. тр. «Проблемы эксплуатации и ремонта промысловых и магистральных трубопроводов». Тюмень, ТюмГНГУ, 1999. - С. 40-41.

78. Пиласевич A.B. Оценка прочности коррозионно изношенных трубопроводов, усиленных полимерными материалами; Автореф. дисс. канд. техн. наук -Тюмень, 1999.- с. 26.

79. Полимеры в газоснабжении./ Справочник. М.: «Машиностроение», 1998. -356 с.

80. Пономарева Т.Г., Новоселов В.В. Анализ отказов на трубопроводах: Сб. науч. тр. «Проблемы эксплуатации и ремонта промысловых и магистральных трубопроводов». Тюмень, ТюмГНГУ, 1999. - С. 47-51.236

81. Посягин.Б.С. Разработка метода оценки надежности конструкции магистральных газопроводов по результатам диагностирования; Автореф. дисс. канд. техн.наук. М.: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1995. - 27 с.

82. Правила производства капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов. ВСН 2-112-79.- М.: ВНИИСТ, 1979. 112 с.

83. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов.- М.: Недра, 1973.- 26 с.

84. Пути повышения надежности труб нефтегазового сортамента: Курс лекций. Тюмень, ТюмГНГУ, 1998. - С. 80.

85. Рабочая инструкция по организации и проведению огневых работ на объектах добычи, транспорта газа и конденсата, содержащих сероводород.-Оренбург: Оренбурггазпром, 1980. 114 с.

86. Рекомендации по гидравлическому испытанию плетей трубопроводов в условиях низких температур. Р.508-83. М.: ВНИИСТ, 1984. - 52 с.

87. Рекомендации по расчету конструктивной надежности линейной части магистральных трубопроводов. 426-81.- М.: ВНИИСТ, 1983. 85 с.

88. Рекомендации по технологии проведения ремонтных работ на газопроводах. М.: ВНИИСТ, 1988,- 142 с.

89. Рекомендации по учету старения трубных сталей при проектировании и эксплуатации магистральных нефтепроводов. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1988.-89 с.

90. Рогинский C.JL, Канович М.З., Колтунов М.А. Высокопрочные стеклопластики. М.: Химия, 1979. - 144 с.

91. Рубин A.A., Глухов JT.B. Оптимизация механических свойств композиционных материалов//Пластические массы. 1981. - № 10. - с. 34-38.

92. Руководство по производству ремонтно-восстановительных работ на действующих трубопроводах, транспортирующих сероводородсодержащий газ.- М.: ВНИИСТ, 1983. С. 23.237

93. Руководство по разработке типового состава разделов «Показатели надежности» в проектной документации на магистральные нефтепроводы. РД 39-0147103-349-86. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986. - С. 85.

94. Руководство по техническому контролю объектов линейной части магистральных нефтепроводов. РД 39-0147103-358-86. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986. -124 с.

95. Строительные и ведомственные нормы и правила производства работ при капитальном ремонте магистральных газопроводов. ВСН 51-1-97. -М: Газпром, 1997.-138 с.

96. Система нормативных документов в строительстве./Свод правил по сооружению магистральных газопроводов СП 103-34-96, СП 104-34-96, СП 106-34-96, СП 107-34-96. -М.: Газпром, 1996,- 142 с.

97. Симонов В.В., Новоселов В.В. Совершенствование трубопроводного транспорта газа: Сб. науч. тр. «Проблемы эксплуатации и ремонта промысловых и магистральных трубопроводов». Тюмень, ТюмГНГУ, 1999. - С.152-154.

98. Современные композиционные материалы: под ред. А. Браутмана и Р. Крока. М.: Мир, 1970. - 412 с.

99. Соломатов В.И., Селяев В.П. Химическое сопротивление композиционных строительных материалов. М.: Стройиздат, 1987. - С. 140.

100. Справочник по клеям и клеящим мастикам в строительстве: под ред. В.Г. Микульского. М.: Стройиздат, 1984. - С. 240.'

101. Тимошенко С.П., .Гудьер Дж. Теория упругости. М.: Наука, 1979. - С. 560.

102. Тимошенко. С.П., Войновский-Кригер С. Пластинки и оболочки. М.: Наука, 1966. - С. 635.

103. Томашев Н.Д., Чернова Г.П. Коррозия и коррозионностойкие сплавы. -М.: Металлургия, 1973. С. 121.

104. Тростянская Е.Б., Грибальников A.C., Комаров Г.В. Исследование особенностей разрушения клеевых соединений на основе жестких и эласти238фицированных клеев.// Механика композиционных материалов. 1985. -№ 3. - С. 443-448.

105. Улиг Г.Г. , Реви Р.Ч. Коррозия и борьба с ней/ Пер.с англ. М.: Химия, 1989.-668 с.

106. Уткин В.К., Глазов Н.П. Защита стальных резервуаров от внутренней коррозии. Тематический обзор. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1973. - С. 82.

107. Ушаков И.А. Инженерные методы расчёта надёжности. М.: Знание, 1970.-260 с.

108. Харитонов В.А., Лисивенко Д.А. Организация и управление аварийно-восстановительными работами на объектах отрасли. М.: ВНИИПКтехоргнефтегазстрой, 1989. - С. 69.

109. Чашин С.М. Дефекты сварных соединений газопроводных металлоконструкций. Прочность соединений и методы нормирования. М.: ИРЦ Газпром, 1994.-214 с.

110. Чемакин М.П., Кучерюк В.И., Сысоев Ю.Г., Иванов В.А., Белова О.Ю. Расчет тонкостенных конструкций объектов нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1996. - 279 с.

111. Черняев К.В. Оценка прочности и остаточного ресурса магистрального нефтепровода с дефектами, обнаруженными внутритрубными инспекционными снарядами./ Трубопроводный транспорт нефти. 1995. - № 2.-С. 61-66.

112. Шолухов В.И., Черняев К.В. Техническая диагностика нефтепроводного транспорта АК «Транснефть»: Тез. докл. 4-ая межд. дел. конф. «Диагностика^». -М., 1994.-С. 14-16.

113. Шухов В.Г. Строительная механика: Избранные труды. М.: «Наука», 1977.-С. 24-27.

114. Щеглов Б.А. Определение пластических свойств тонколистовых металлов. Влияние скорости деформации на механические свойства листовых металлов. М.: Машпром, 1965. - 139 с.239

115. Щеглов Б.А. Пластическое формоизменение листовых материалов с высокими скоростями деформаций./Кузнечно-штамповочное производство -1969.- №2.-С. 27-28.

116. Эванс А., Хьюр А., Портер Д. Трещиностойкость керамик // В кн.: Механика разрушения. М.: Мир, 1979. - 134 с.

117. Юргенсон X. Гибкость и прочность трубопроводов/ Пер. с англ. М.: Госэнергоиздат, 1959. - 174 с.

118. Augustyn J., Sobis T. Wplyw czasu na zmiane wlasnosci mechanicnych bu-dowlanej //Prace ITB. Warszawa, 1970.- 121 c.

119. Bailey R.W. Creep Relationships and their Application to Pipes, Tubes and Cylindrical Parts Under Internal Pressure. Proceeding of the Institution of Mechanical Engineers (London), vol. 164, 1954.

120. Bikerman I.I. Angew. Maromol. Chem. 1972, Bd. 26. S. 177—180.

121. Brodka J. Okreslenie sklonnosci stali do starzenia na podstawie proby twardo-sci w temperaturze 200°C // Praca badawcza institutu Spawalnictwa.- № Id -18/190.

122. Bronlewski T., Mendera Z. Zagrozenie bezpieczenstwa konstrukcji stalowych przez korozie miedzykrystalizna // Inzynieria Budownictwo. -1979, №2.

123. Technology development in pipeline inspection. Magazine PetroMin, 1996, Vol 22, № 2. - p.52-60.

124. Design method addresses subsea pipeline thermal stresses. Oil&Gas Journal (International Petroleum News and Technology), 1999,' Vol. 97, № 11. - p.85-89.

125. Buxton W.J. Burowss W.P. Formula for Pipe Thickness. Transactions of ASME, vol. 73, July 1951.

126. Cabelka J. Spawalnosc stali // Sbornik odbornevedeckych prac Slovenskej Wysokej Skoly Technikej. Bratislawa, 1948.

127. Coffin L.F.Jr. A Study of the Effects of Cyclic Thermal Stresses on a Ductile Metal. ASME Paper № 53-A-76, presented in Decembre 1953.

128. Coffin L.F.Jr. The Problem of Thermals Stress Fatigue in Austeitic Steels at High Temperatures. Presented at ASME meeting, Chicago, June 1954.

129. Duffy A.R., Maxey W.A. Fulle-Scale Studies.- Symposium on Line Pipe Research, American Gas Association, Dallas, November 17- 18, 1965.

130. Dinlop P. The Furans. New York, 1953, p. 646.

131. Eiber R.J., Maxey W.A. Correlation of Full-Scale Test with Laboratory Tests.-Symposium on Line Pipe Research? American Gas Association, Dallas, 1965, p. 83-118.

132. Guido 0. Ultimate Load capasity of Curculate strangle reinforced concrete co-lums. Simposium, Quebec, volume, 7, 1974,

133. Gummi-Asbest-Kunststoffe, 1968, Bd. 21, n. 2, S. 134.

134. Hahn G.T. et al. Phase Report on № 6 18 Research to American Gas Association, 1972, v. 19, № 10, from «Batteile Memorial Institute», Columbus Laboratories.

135. Hahn G.T., Rosenfield A.R. Fundamental Studies of Fracture Propagation.-Symposium on Line Pipe Research, American Gas Association, Dallas, November 17- 18, 1965.

136. Hampe E. Grundlagen Flussigkeitsbehalter DDR, Berlin, 1981, p. 132.

137. Jones R.L. Corrosion. USA. 1971. Vol.27, № 8, p. 353-359.

138. Miedzynarodowy Instytut Soawalnictwa.- Zalecenia wyboru klasyficial staly na konstrukcje spawane // Przeglad Spawalinictwa.- I960,- № 10.

139. Mryka J. Metody badanja odpornosci na krache pekanie i dobor stali na konstrukcje spawane // Materyaly Konferencji Naucowo-Technicznej "Konstrucji Metalowe". Warszawa. 1966.

140. Lubinski M. Wykorzystanie wplywu zgnioty w konstrukcjach z ksztal-townikow profilowanych na zimna // Mostostal.- Warszawa, 1961.

141. Markl A.R.C. Fatigue Tests of Piping Components. Transactions of ASME, vol.74, №3, 1951.

142. McGregor C.W., Cooffin L.F.Jr., Fischer J.C. Partially Plastic Thick-Walled Tubes. Journal of Franklin Institute, vol. 245,1948.

143. Mc Gregor C.W., Coofin L.F.Jr. The Plastic Flow of Thick-Walled Tubes with Large Strains. Journal of Applied Physics, vol.19, 1948.

144. Murphy J.J., Soderberg C.R. Cnsiderations Sffecting More Economic but Equ-flly Safe Pressure Vessel Construction Utilizing Either Preseny-Day Ductile or New Higt-Strength Less-Ductile Materials. API Paper Presented at St. Louis, May 10, 1955.

145. Nadai A. Plasticity. Mc Graw-Hill Book Go., New York, 1931.

146. Robinson E.L. Steam Piping Design to Minimize Creeh Concentrations, Presented at Anual Meeting of ASME, New York, 1954.

147. Rossheim D.B., Markl A.R.C. Significance of, and Suggested Limits for, the Stress in Pipe Lines due to the Combined Effects of Pressure and Expansion. Transactions of ASME, vol. 62, № 5,1940.

148. Wieckowski A., Strek F. Mies aniny dwuskladnikowe. Chemia stosowana, 1966, 3B, n. l,p. 95.

149. Young R.J. In: Developments in reinforced plastics, Ed Pritchad G.London /Applied Science Publishers, 1979, v. l,p. 183.