USD 70.752

0

EUR 78.5489

0

BRENT 37.97

+0.24

AИ-92 42.15

+0.06

AИ-95 46.06

+0.05

AИ-98 52.47

-0.24

ДТ 47.29

0

15 мин
60
0

Ремонт магистральных трубопроводов

В статье рассмотрены конструкции надземных переходов магистральных трубопроводов с отводами холодного гнутья в защемлениях, которые нередко встречаются на практике.  Установлено, что в надземной части  таких надземных переходов возникают  ненормативные изгибные напряжения, для устранения которых  производился ремонт  врезкой отводов холодного гнутья.  В нормативной документации применение отводов холодного гнутья на надземных участках переходов не предусмотрено, но и прямого запрета нет. Авторами выдвигается гипотеза о возникновении  в пластической зоне отводов холодного гнутья шарнирного, защемляющего и компенсирующего эффектов. Исследования влияния параметров транспорта газа (температурного перепада и внутреннего давления) на радиусы изгиба отводов холодного гнутья по данным 4 пропусков снарядов внутритрубной диагностики (2013, 2015, 2017 и 2019 гг.) преимущественно подтвердили положения гипотезы. При этом установлено, что потенциально опасным фактором является радиус изгиба в пластической зоне отводов холодного гнутья надземной части перехода. Данный фактор в дальнейшем может привести к образованию трещиноподобных дефектов.

Одним из обязательных элементов линейной части магистральных газопроводов (ЛЧМГ) являются надземные переходы (НП). В данной работе исследуются однопролетные балочные переходы, где трубопровод рассматривается как балка, защемленная по концам. Опорой для таких переходов служит грунт береговых откосов, который может дополняться опорной плитой снизу, в месте выхода его из грунта (защемления). Согласно [1] протяженность однопролетного, бескомпенсаторного НП (в зависимости от диаметра) не должна превышать 30-50 м. Напряженно-деформированное состояние (НДС) надземной части НП регулируется ее прогибом, в [2] приводятся расчетные рекомендации по протяженности надземной части.

Из вышеприведенных материалов следует, что применение отводов холодного гнутья (ОХГ) в надземных переходах, преимущественно, не предусматривалось, но прямого запрета нет. В целом НДС ОХГ изучено недостаточно, например, расчеты НДС участков с использованием ОХГ нормативами не предусмотрены [3]. Статистика аварий, по причине ОХГ не ведется [4, 5, 6], но, например, в ООО «Газпром трансгаз Уфа» 7 из 11 аварий на МГ случились на ОХГ [7].

На сегодняшний день в ПАО «Газпром» внедрена технология выявления потенциально опасных участков (ПОУ), с использованием внутритрубной диагностики (ВТД), способная строить план и профиль обследуемого участка, а также измерять радиус изгиба газопровода [8]. Данная технология позволяет с достаточной точностью измерять искривления трубопровода с радиусом изгиба от 4000 м и менее и, таким образом, выявлять зоны ненормативных (непроектных) напряжений, по [9, 10]. Кроме того, в отчетах ВТД, отражены технические данные отводов холодного гнутья (ОХГ): радиус и угол изгиба, направление изгиба (вверх, вниз, вправо влево).

Самое распространенное исполнение НП на практике – прямолинейное, как наиболее простое в конструктивном отношении. НП из прямых труб, в месте защемления, также являются прямые трубы [1, 2, 11]. Обычно такое техническое решение характерно, для сравнительно ровной местности, пересекающей, например непротяженные овраги, балки, без значительных перепадов высот.

На рисунке 1, для наглядности, приводится расчетная схема однопролетного бескомпенсаторного перехода с примыкающими, в защемлении, участками [11].


Рисунок 1 – Расчетная схема однопролетного бескомпенсаторного перехода с примыкающими участками

Под воздействием равномерно распределенной поперечной нагрузки, изменения температуры и внутреннего давления продукта, трубопровод прогибается, как правило, вниз v1, в защемлении прогиб обратного знака – выпуклостью вверх v2. Расчетная модель грунта в защемлении принимается в виде упругого (винклеровского) основания, считается, что сопротивление грунта пропорционально поперечным перемещениям трубы. Эта модель грунта хорошо описывает работу трубопровода на примыкающих подземных участках, учитывая малость поперечных перемещений [11]. Из этого следует, что защемление не полное, изменения прогиба надземной части v1 влияет и на НДС в защемлении подземной части v2, а значит и картину НДС в целом. Визуально, в защемлении, кроме стрелки прогиба вверх v2 это выражается в отклонении оси от прямолинейности вниз v3, на границе сред «земля-воздух».

Если местность холмистая, крутые откосы, значительный перепад высот и т.д., то могут быть варианты конструктивного исполнения НП. В [7] приводится вариант уникального НП, где не только защемление, но и надземная часть выполнена из ОХГ. По сути это вынужденный вариант, так как крутизна склонов не позволяла выполнить прямой НП, за счет ОХГ из защемления. НП (надземная часть) в комбинированном исполнении (прямые трубы с ОХГ) в технической литературе или на практике авторам неизвестны.

Другое конструктивное исполнение, пример участка МГ, с двумя надземными переходами, построенный по данным ВТД [12] приводится на рисунке 2. Конструктивное исполнение НП, приведенное на рисунке 1, технически нецелесообразно, также, как и только из ОХГ в надземной части.


Рисунок 2 – Профиль участка МГ, построенный по данным ВТД, включающий надземные переходы 341 км (15150 м) и 342 км (15600 м)

Чтобы, избежать строительства более дорогого и сложного подземного (подводного перехода) или с компенсаторами в надземной части, НП должен соответствовать следующим техническим требованиям:

  • высота надземной части должна обеспечить пропуск воды в период паводка (временный водоток);

  • протяженность надземной части не должна превышать максимально рекомендуемого для такого конструктивного исполнения 50 м [1];

  • выход из подземной части (защемления) выполняется с использованием ОХГ, в зависимости от крутизны откосов ОХГ могут быть в наборе.

По этой схеме построены два НП – 341 км (15150 м от камеры запуска внутритрубного устройства) и 342 км (15600 м), расстояние между ними 450 м [12]. Такое конструктивное исполнение на практике встречается часто, а исследования картины НДС в научно-технической литературе авторам не известны. На рисунке 3 приводится схема НП с ОХГ в защемлениях.


Рисунок 3 – Схема НП с ОХГ в защемлениях

Согласно [13] на обоих НП в надземной части выявлены ненормативные радиусы изгиба ρненорм. В этой работе, на примере этих двух НП, приводится сравнительная технология ремонта с целью приведения изгибных напряжений надземной части НП к нормативным показателям:

  • общепринятый, с разрезкой по центру и врезкой ОХГ в надземной части;

  • предлагаемый, с определением точки минимального радиуса изгиба и врезкой ОХГ [13, 14].

По аналогии с рисунком 3 приводится схема НП с использованием ОХГ не только в защемлении, но и надземной части (рисунок 4). Согласно [13, 14] после разрезки концы труб разошлись под углом 60, в обоих случаях врезаны ОХГ 60, с нормативным радиусом изгиба 40D м [15].


Рисунок 4 – Схема НП, выполненная с использованием ОХГ в надземной части и защемлениях

Таким образом, на рисунке 4 представлена классическая схема грунтового защемленного участка, в котором при повышении температуры нужно ожидать уменьшение радиуса (увеличение прогиба v1) по центру и его увеличение в грунтовых защемлениях, при понижении – наоборот.

С высокой долей вероятности можно утверждать, что прямолинейное защемление, аналогичное рисунку 1, с образованием прогиба обратного знака v2 маловероятно, вектор продольных сил воздействует на ОХГ в защемлении горизонтально и под незначительным углом, где уже имеется угол ОХГ, прогиб «выпуклостью вниз», и изменить его положение на «выпуклостью вверх» v2 (рисунок 1) не представляется возможным. В то же время изменение прогиба в надземной части v1, вызовет изменение прогиба в защемлении v3, а значит и радиуса ОХГ.

Известны «классические» подходы к конструктивным решениям защемления по правилам строительной механики – это шарнирное, жесткое или упругие опоры [16]. Если модель, приведенная на рисунке 1 подходит к определению «упругие опоры», то модель (рисунок 4) ближе всего соответствует комбинированной, состоящей из шарнирной (в пластической зоне ОХГ) и упругих опор на участке от пластической зоны ОХГ до выхода из защемления, в особенности, учитывая защемляющий и компенсирующий эффект ОХГ, рассмотренный в [17].

В качестве примера приводится совмещенный график радиусов изгиба участка МГ на 341 км, построенный по результатам ВТД за 2013 и 2019 гг. (рисунок 5).


Рисунок 5 – Совмещенный график радиусов изгиба на НП: 
синий – 2013 год; 
оранжевый – 2019, после врезки ОХГ в 2014 году

Из графика видно, что ситуация, после ремонта, в общем, улучшилась: слева нормативные радиусы более 1000D, однако, справа на расстоянии 15140-15150 м имеют место ненормативные радиусы около 250D, т.е. необходим ремонт правой части [13]. Ситуацию по ОХГ схема не отражает.

На рисунке 6 приводится совмещенный график радиусов изгиба участка МГ на 342 км, построенный по результатам ВТД за 2013 и 2019 гг.


Рисунок 6 – Совмещенный график радиусов изгиба НП:
синий – 2013 год;
оранжевый – 2019, после врезки ОХГ в 2014 году

Из графика видно, что ситуация, благодаря ремонту значительно улучшилась: слева нормативные радиусы более 1000D, справа 500D и более, в диапазоне рекомендуемых [17].

Данные из рисунка 6 визуально подтверждают преимущества предлагаемой технологии ремонта врезкой ОХГ, радиусы изгиба прямых труб надземной части соответствуют нормативам [9] по минимальным радиусам изгиба 1000D и более. Ситуацию по НДС ОХГ схема не отражает.

Поэтому, представляет интерес оценка влияния изменения параметров транспорта газа (температура и давление) на НДС ОХГ и, если последуют соответствующие изменения радиусов изгиба в их пластической зоне – это будет доказательством гипотезы о его шарнирном эффекте.

В таблице приводятся данные радиусов изгиба пластической части ОХГ по результатам четырех пропусков ВТД (2013, 2015, 2017 и 2019 гг.) [12, 18-20], в зависимости от изменения конструкции НП, а также параметров транспорта газа (температура и давление).

Таблица – Данные ВТД по радиусам изгиба ОХГ за 2013, 2015, 2017 и 2019 гг. [12, 18-20]


Для наглядности представим данные таблицы в виде графика зависимости радиусов изгиба от изменения конструкции НП и колебаний температуры и давления газа:

  • рисунок 7 (участок 341 км);

  • рисунок 8 (участок 342 км).

Из таблицы и графиков видно, что параметры газа по данным 2013 и 2015 (столбцы 3, 4) близки по значениям (в пределах погрешности измерений) и, соответственно не могут в значительной степени повлиять на радиусы изгиба, но проведенный ремонт изменил конструкцию НП. По данным за 2017 и 2019 годы параметры заметно отличаются: по температуре на +30 и -50, давлению +0,8 и -1,0 МПа.



РИС. 7. График изменения радиусов изгиба по данным ВТД (341 км) в зависимости от колебаний температуры и давления газа


РИС. 8. График изменения радиусов изгиба по данным ВТД (342 км) в зависимости от колебаний температуры и давления газа

Анализ динамики радиусов ОХГ участка МГ на 341 км

ОХГ №1373. Особенность ОХГ, примерно 2/3 в грунтовом защемлении, 1/3 надземная часть. За счет врезки ОХГ, в 2015 году, радиус пластической части значительно уменьшился с 122 до 97 м (20,5%), это означает, что после разрезки концы трубы разошлись [14], минимизировав напряжения, а врезка ОХГ №1375аб должна закрепить такое положение. С одной стороны, из [21] известно, что резкое уменьшение радиуса в пластической зоне ОХГ может привести к появлению и развитию трещин, характерных для поперечного коррозионного растрескивания под напряжением (КРН), с другой стороны это возврат к номинальному радиусу ОХГ – 60 м. Обращает внимание – все радиусы больше номинала 60 м, что доказывает компенсирующий эффект ОХГ [22]. Шарнирный эффект новой конструкции проявился по результатам 2017 и 2019 года, с повышением температуры на 30 радиус изгиба уменьшился с 97 до 68,5 м, с понижением на 50 увеличился с 68,5 до 79 м.

ОХГ №1375а. Ремонт врезкой ОХГ №1375а проведен в 2014 году, поэтому в отчете ВТД за 2013 год его нет. Поведение ОХГ в центре полностью соответствует физическим законам, характерным для защемленного участка, увеличение на 30 привело к уменьшению радиуса с 48 до 45 м, понижение на 50 к увеличению с 45 до 50,5 м, (все радиусы изгиба значительно ниже предельно допустимого 40D = 56 м [15]) т.е. проявился шарнирный эффект, в соответствии с рисунком 4. Все значения ниже номинала ОХГ – 60 м (до 25%), есть риск образования трещин на пластической части.

ОХГ №1378, №1379. Параметры по результатам 2017 года не менялись, несмотря на врезку ОХГ 1375а, на обоих ОХГ изменений радиусов не произошло.

Особенность этого защемления ОХГ №1378 на 2/3 в грунте, а №1379 полностью. При увеличении температуры на 30 – 2017 год, ОХГ №1378а радиус увеличился с 64 до 73 м, ОХГ №1379 уменьшился с 70 до 66,6 м (соответствует схеме рисунок 4). Это свидетельствует, что осевые усилия передались и на ОХГ №1379, на котором проявился компенсирующий эффект в виде уменьшения радиуса.

При понижении температуры на 50 (2019 год), радиус на обоих ОХГ увеличился, с 73 до 93,8 м и 66,6 до 89,2 м, что не соответствует базовой схеме рисунок 4. Такое несоответствие объясняется ненормативными радиусами изгиба «передающих усилия» труб №№ 1376 и 1377.

Некоторые особенности реакции ОХГ на изменение параметров транспорта газа можно объяснить ненормативными радиусами изгиба прямолинейных труб, сопротивлением грунта в защемлениях, а также компенсирующим и защемляющим эффектом ОХГ. Резкое уменьшение радиусов изгиба на выпуклой части пластической зоны ОХГ, несоответствующие ГОСТ [15] с радиусами изгиба до 33% ниже номинала в этой зоне, позволяет отнести их к потенциально опасным участкам (ПОУ), значит, при последующих ВТД, необходим контроль на предмет возникновения и развития трещиноподобных дефектов.

Анализ динамики радиусов ОХГ участка МГ на 342 км

ОХГ №1413. Этот ОХГ на 2/3 в грунте. После врезки ОХГ № 1416а, радиус изгиба уменьшился с 89 до 62 м. Сработал эффект снятия напряжений после разрезки трубы [14], которая заняла свое естественное положение, закрепленное врезкой ОХГ в центре. Логичным выглядит увеличение радиуса изгиба в защемлении после увеличения температуры на 30 с 62 до 75,6 м в 2017 году (соответствует базовой схеме, рисунок 4). Увеличение радиуса с 75,6 до 90,9 м, при понижении температуры на 50 в 2019 году можно объяснить компенсирующими свойствами ОХГ.

ОХГ №1416а. Поведение ОХГ в центре полностью соответствует физическим законам, характерным для защемленного участка и шарнирному эффекту (рисунок 4), увеличение на 30 в 2017 году привело к уменьшению радиуса с 65 до 40,6 м, понижение на 50 в 2019 году к увеличению с 40,6 до 55,6 м. Это может означать, что примыкающие трубы имеют нормативные радиусы изгиба и отсутствует сопротивление грунта. В данном случае, минимальный радиус в 2017 году ниже номинала до 40%, ярко выраженное несоответствие ГОСТ [15], имеет место опасность возникновения ПОУ. При более серьезном повышении температуры с уменьшением радиуса, изгибные напряжения пластической зоны ОХГ соответственно увеличатся.

ОХГ №1419, №1420. Особенность этого защемления в том, что помимо защемления ОХГ №1419 и 1420, прямая труба № 1418 также находится в грунте, возможно сползшего с крутого склона в процессе эксплуатации [13], это какое-то особое состояние и не защемление и не надземная часть, но безусловно будет препятствовать всякому изменению положения трубы от предусмотренных на рисунке 4. Изменение конструкции сказалось, на ОХГ № 1419 в 2015 году радиус увеличился незначительно с 46 до 53 м, на ОХГ № 1420 уменьшился с 97 до 66 м, что можно объяснить компенсирующими возможностями ОХГ. К тому же, не исключено «прямое» воздействие температуры на радиус ОХГ, не связанное с надземной частью.

По результатам 2017 года увеличение температуры на 30 на радиусы изгиба не повлияло.

По результатам 2019 года снижение температуры на 50 привело к увеличению радиуса изгиба на ОХГ № 1419 с 55,9 до 74,7 м, на радиусы изгиба ОХГ № 1420 не повлияло.

Реакция ОХГ (шарнирный, компенсирующий, защемляющий эффекты) на изменение параметров транспорта газа, в основном, укладываются в рамки защемленного участка с ОХГ по краям и в центре, рисунок 4. Чистоте эксперимента «помешал» грунт, сползший со склона на трубу № 1418. По сравнению с 341 км, более ярко, шарнирный эффект проявился по центру надземной части, рисунки 7, 8.

Таким образом, выводы, полученные в [13] о преимуществах картины НДС труб НП 342 км, по сравнению с НП 341 км относятся и к ОХГ, которые, в большей степени, реагируют на изменения параметров транспорта газа. В то же время проведенные исследования показывают, что этот способ ремонта [14] имеет серьезный недостаток – это высокий уровень напряжений выпуклой, пластической зоны надземного ОХГ, с радиусами изгиба значительно меньше номинала в 60 м (до 33 %), что позволяет отнести такие НП к ПОУ. Отслеживание динамики изменения радиусов изгиба по результатам ВТД (через 2-5 лет) может оказаться недостаточным. Необходим плановый контроль выпуклой зоны ОХГ надземной части на предмет возникновения усталостных трещин.


Выводы

  • Конструктивный анализ участков защемления бескомпенсаторных надземных переходов (НП) показал, что они могут выполняться не только из прямых труб, но и из отводов холодного гнутья (ОХГ) выпуклостью вниз в защемлении на относительно крутых склонах, данный метод в научно-технических источниках изучен недостаточно.

  • Протяженность бескомпенсаторных НП ограничивается нормативами, а его напряженно-деформированного состояния (НДС) регулируется прогибом упругой надземной части. Приведенные примеры показали, что нередки случаи, когда НДС НП не соответствуют нормативам, из-за ненормативных радиусов изгиба и требуется ремонт, например, врезкой ОХГ в надземную часть, вследствие чего возникает расчетная схема – с ОХГ в защемлениях и надземной части.

  • Исследование НДС расчетной схемы с ОХГ в защемлениях и надземной части после врезки ОХГ и изменении параметров транспорта газа (температуры и давления) по данным 4х пропусков снарядов внутритрубной диагностики (ВТД) за 2013, 2015, 2017 и 2019 годы, показали:

  • В надземной части НП, реакция ОХГ на изменение параметров газа соответствует шарнирному эффекту на защемленном участке, при увеличении температуры радиус уменьшается, при уменьшении – увеличивается. Более ярко этот эффект проявился на участке МГ (342 км), что можно объяснить нормативными радиусами изгиба его надземной части.

  • Радиусы изгиба в защемление из одного ОХГ (слева), преимущественно, соответствовали перемещениям ОХГ в надземной части. Некоторое несоответствие вызвано ненормативными радиусами прямых труб надземной части.

  • Радиусы изгиба в защемление из двух ОХГ (справа), преимущественно, соответствовали перемещениям ОХГ в надземной части. Некоторое несоответствие вызвано ненормативными радиусами прямых труб надземной части. Кроме того, установлено, что ОХГ из защемления передает осевое воздействие на полностью подземное ОХГ.

  • Проведенные исследования показали, что наиболее потенциально опасный фактор – это радиус изгиба пластической зоны ОХГ надземной части, который значительно ниже номинального значения в 60 м (в нашем случае до 33%) который, к тому же, значительно ниже предельно допустимого 40D = 56 м. Радиус изгиба необходимо контролировать на предмет возникновения и развития трещиноподобных дефектов в выпуклой части ОХГ не только при ВТД, но и службой дефектоскопии, так как они могут обнаружить его зарождение на более ранней стадии.


Список литературы

1. Мустафин Ф.М., Быков Л.И., Васильев Г.Г. Технология сооружения газонефтепроводов. Учебное пособие. Уфа: Нефтегазовое дело. 2007. – 632 с.
2. Быков Л.И., Мустафин Ф.М., Рафиков С.К. и др. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов. Учебник. Санкт-Петербург: Недра, 2011. – 748 с.
3. Инструкция по определению по данным геодезической съемки фактического напряженно-деформированного состояния участков газопроводов, расположенных на территориях с опасными геодинамическими процессами, и оценки их работоспособности: утв. генеральным директором ООО «ВНИИГАЗ». –М., 2006. – 52 с.
4. Годовые отчеты о деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору [Электронный ресурс]: архив 2004-2012 гг. – Режим доступа: http://www.gosnadzor.ru/public /annual_reports/ (дата обращения: 16.12.2018).
5. Gas Pipeline Incidents. 8th Report of the European Gas Pipeline Incident Data Group [Электронный ресурс]. Doc. No EGIG 11.R.0402, December 2011. – Режим доступа: http://www.egig.eu/reports (дата обращения: 16.12.2018).
6. Чучкалов М.В. Разработка методов выявления, торможения и предотвращения коррозионного растрескивания под напряжением на магистральных газопроводах. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. 2015, - 371 с.
7. Тагиров М.Б., Мустафин Ф.М., Аскаров Р.М., Бакиев Т.А. Исследование напряженно-деформированного состояния потенциально опасного участка магистрального газопровода. // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья – 2017. – № 2– С. 9 - 14.
8. Пат. № 2602327 РФ. Способ определения потенциально опасного участка трубопровода с непроектным уровнем напряженно-деформированного состояния. / Р.Р. Усманов, М.В. Чучкалов, Р.М. Аскаров, Р.В. Закирьянов. Заявлено 04.04.2015; Опубл. 20.11.2016, Бюл. № 32.
9. СП 86.13330.2014 Магистральные трубопроводы (пересмотр актуализированного СНиП III – 42-80* «Магистральные трубопроводы» (СП 86.13330.2012)). М.: Госстрой, ФАУ «ФЦС», 2014. – VI, 173 с.
10. СП 36.13330.2012 Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*. М.: Госстрой, ФАУ «ФЦС», 2012. 93 с.
11. Айнбиндер А.Б., Камерштейн А.Г. Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость. – М.: Недра, 1982. – 341 с.
12. Отчет по внутритрубной дефектоскопии газопровода Челябинск–Петровск, ООО НПЦ Внутритрубная диагностика, 2015. – 893с.
13. Аскаров Р.М., Чучкалов М.В., Тагиров М.Б., Кукушкин А.Н. О ремонте магистральных трубопроводов с ненормативными радиусами изгиба оси трубы. //Neftegaz.Ru, 2019, № 12, С. 72-77.
14. Пат. № 2686133 РФ. Способ ремонта потенциально опасного участка газопровода [Текст] / Аскаров Р. М., Исламов И. М., Тагиров М. Б., Кукушкин А. Заявлено 29.01.2018, Опубл. 24.04.2019, Бюл № 12.
15. ГОСТ 24950-2019 Отводы гнутые и ставки кривые на поворотах линейной части стальных трубопроводов. Технические условия.
16. Биргер И.А., Мавлютов Р.Р. Сопротивление материалов. – М.: Наука, 1985. – 560 с.
17. Аскаров Р.М., Гумеров К.М., Кукушкин А.Н., Исламов И.М. О фактических радиусах изгиба линейной части магистральных газопроводов. Трубопроводный транспорт [теория и практика]. – № 6 - 2017 - С. 28-33.
18. Отчет по внутритрубной дефектоскопии газопровода Челябинск–Петровск, ООО НПЦ Внутритрубная диагностика, 2013. – 877с.
19. Отчет по внутритрубной дефектоскопии газопровода Челябинск–Петровск, ООО НПЦ Внутритрубная диагностика, 2017. – 1086 с.
20. Отчет по внутритрубной дефектоскопии газопровода Челябинск–Петровск, ООО НПЦ Внутритрубная диагностика, 2019. – 1122 с.
21. Исламов И.М., Чучкалов М.В., Аскаров Р.М. Оценка ресурса магистрального газопровода в условиях поперечного коррозионного растрескивания под напряжением // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья – 2018. – № 2– С. 35-38.
22. Аскаров Р.М., Чучкалов М.В., Исламов И.М., Тагиров М.Б., Кукушкин А.Н. Особенности расчета продольных напряжений магистрального газопровода на основе данных внутритрубной диагностики. // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья – 2018. – № 3– С.37- 44.



Статья «Ремонт магистральных трубопроводов» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№4, 2020)

Авторы:
Читайте также
Система Orphus