CC BY
42
УДК 622.691.4
https://doi.org/10.24411/0131-4270-2019-10604
О ВОЗДЕЙСТВИИ АКТИВНЫХ ГЕОДИНАМИЧЕСКИХ ЗОН НА ПЕРЕСЕКАЮЩИЕ ИХ МАГИСТРАЛЬНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ
ON THE IMPACT OF ACTIVE GEODYNAMIC ZONES ON GAS PIPELINES CROSSING THEM
И.М.Исламов
Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450062, г. Уфа, Россия ORCID: https://orcid.org/0000-0002-6104-9292, E-mail: mildarislamov@mail.ru
Резюме: Подземное исполнение магистральных газопроводов (МГ) подразумевает пересечение ими геодинамических зон (ГДЗ), которые могут воздействовать на их напряженно-деформированное состояние (НДС) с образованием радиусов изгиба. Новая технология измерения радиусов изгиба магистрального газопровода плановыми средствами внутритрубной диагностики (ВТД) показала, что нормативные положения для новых МГ по минимальному радиусу р =1000D после продолжительной эксплуатации не соответствует его фактическому положению. Доказано, что фактический радиус упругого изгиба 500D и более обеспечивает напряженно-деформированное состояние участка МГ в пределах нормативов, что позволяет эксплуатировать его без ограничений. Также доказано, что участки магистрального газопровода с радиусом изгиба 250D и менее не соответствуют требованиям нормативов. Повторные плановые пропуски снарядов ВТД, которые фиксируют все участки с радиусами изгиба менее 500D, позволяют отслеживать тенденцию изменения НДС по всему обследуемому участку, включая потенциально опасные.
Ключевые слова: магистральный газопровод, внутритрубная дефектоскопия, геодинамическая зона, потенциально опасный участок, радиус изгиба.
Для цитирования: Исламов И.М. О воздействии активных геодинамических зон на пересекающие их магистральные газопроводы // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2019. № 5-6. С. 22-26.
DOI: 10.24411/0131-4270-2019-10604
Ildar M. Islamov
Ufa State Petroleum Technological University, 450062, Ufa, Russia
ORCID: https://orcid.org/0000-0002-6104-9292, E-mail: mildarislamov@mail.ru
Abstract: Underground execution of main gas pipelines (MGP) implies that they intersect geodynamic zones (GDZ), which can affect their stress-strain state (SSS) with the formation of bending radius. The new technology for measuring the bend radius of the main gas pipeline with planned in-tube diagnostics (ITD) showed that the regulations for new MGP, with a minimum radius of p =1000D, do not correspond to its actual position after prolonged operation. It is proved that the actual elastic bending radius of 500D or more provides the stress-strain state of the MGP section within the limits of the standards, which allows it to be operated without restrictions. It is also proved that sections of the main gas pipeline with a bend radius of 250D or less do not meet the requirements of the standards. Repeated, planned passes of the ITD, which fix all areas with bending radius less than 500D, allow tracking the trend of SSS changes throughout the surveyed area, including potentially dangerous ones.
Keywords: main gas pipeline, pipeline inspection, geodynamic zone, potentially hazardous area, bending radious.
For citation: Islamov I.M. ON THE IMPACT OF ACTIVE GEODYNAMIC ZONES ON GAS PIPELINES CROSSING THEM. Transport and Storage of Oil Products and Hydrocarbons. 2019, no. 5-6, pp. 22-26.
DOI: 10.24411/0131-4270-2019-10604
Преимущественно подземное исполнение магистральных газопроводов (МГ) подразумевает пересечение многочисленных геодинамических зон (ГДЗ), к которым можно отнести: разломы разного характера, движения земных блоков, надвигов (горных ударов) и т.п.
На территории Республики Башкортостан (РБ) с востока на запад были выявлены надвиги на протяжении 400 км с образованием зон деформаций (рис. 1) [1, 2].
При надвигах образуются складки местности, способные вовлекать в движение подземные трубопроводы (на рис. 1 они условно изображены по поверхности земли), воздействуя на их напряженно-деформированное состояние (НДС) с возникновением зон деформаций. Характерным признаком надвигов является относительно крутой восточный склон и пологий западный.
Применительно к МГ к основным аварийным участкам относятся разломы (границы блоков). После активации разломов в начальный период движение блоков происходит медленно, переходя из пассивного состояния в активное,
достигаются определенные сжимающие усилия, при этом движение блоков ускоряется. Поэтому в большей степени перемещениям подвержены МГ со значительными сроками эксплуатации. При этом особую важность приобретает оценка НДС и прогноз технического состояния МГ, находящихся на пересечениях с ГДЗ. Между тем нормативные документы по строительству и эксплуатации подземных МГ [3, 4], на основании которых определяют его НДС, основываются на теории неподвижной земли, то есть геодинамический фактор не учитывается.
По актам расследования аварий в ООО «Газпром трансгаз Уфа» за 1998-2014 годы отказы на МГ диаметром 1420 мм в восточной части РБ совпали с геодинамическими зонами [5].
Таким образом, потенциально опасными участками (ПОУ) для МГ являются активные ГДЗ. Рассмотрим механизм воздействия ГДЗ на трубопровод. В качестве расчетной схемы для оценки НДС МГ на пересечениях с ГДЗ приняты две тектонические плиты, смещающиеся в вертикальной
Рис. 1. Рабочий интерфейс прототипа программыдля расчета параметров откачки с использованием интегральной модели истечения
Зона деформации
Трубопровод —>-,
Водотоки, овраги
л
Разлом
Л
Л
№
У у У у . . _ 1у7хХу V у у V V
У'У'У У У У У СУ У У У У У У |\Уу У У У У У ..
аЖУуУуУуУуУуУуУ
V V V V у У т т т
■'у'у'у У У У У 7УуУуУуУуУуУ ^УУУУУУуууууууу аууу у у
^у'у у У У
Чешуи надвигов
| Рис. 2. Схема смещения трубопровода в вертикальной плоскости при воздействии ГДЗ
эхность земли
/// /// /// /// ///
----------^----1---------------
ось трцбопройодсъ
ДО СМЕЩЕНИЯ
поверхность земли
, ось разлома
/// -- /// \
\ р ю
/
ШПШППШ
плоскости одна относительно другой [6]. Смещающиеся плиты вовлекают в движение трубопровод, проложенный в этой зоне. На рис. 2 приводится схема перемещения трубопровода в вертикальной плоскости в области тектонического разлома.
Перемещающийся вместе с массой грунта трубопровод, одновременно сопротивляется его сдвигу. Это приводит к появлению нагрузок в зоне их контакта за счет смещения трубопровода и грунта относительно друг друга. При этом образуется (увеличивается или уменьшается) радиус кривизны оси трубопровода р за счет возникновения нагрузок при изгибе в зоне движения [6]. На удалении от оси разлома происходит увеличение радиуса кривизны трубопровода, он становится бесконечным, стремящимся к прямой линии, а изгибные напряжения приближаются к нулю.
Таким образом, если появится возможность измерить радиус изгиба и его координаты, то можно с высокой степенью вероятности выявить ПОУ МГ и провести оценку его НДС на пересечениях с ГДЗ.
В настоящее время в трубопроводном транспорте основной концепцией поддержания надежности является эксплуатация МГ по техническому состоянию, которое
определяется по данным диагностики. Основным средством диагностики МГ в настоящее время является внутритрубная диагностика (ВТД). Технология ВТД постоянно совершенствуется, например, за последние 5-8 лет она была оснащена навигационной системой, которая непрерывно фиксирует линейно-высотные отметки пути, что позволяет строить план и профиль обследованного участка, измерять радиусы изгиба [7]. Таким образом, появляется возможность отразить рельеф местности и измерять радиусы изгиба, наделить ВТД возможностью выявления ПОУ на всем протяжении линейной части МГ.
На рис. 3 в качестве примера приводится профиль участка МГ, пересекающего ГДЗ (условно № 29).
Из рис. 3 видно направление надвига справа налево (восточный склон более крутой, чем западный), что сильно напоминает картину, приведенную на рис. 1.
Существующая технология выявления ГДЗ на первом этапе подразумевает аэрокосмические исследования, но при этом отметим, что по данным таких обследований направление надвигов не выявляется, то есть для определения ГДЗ и расположения его склонов можно воспользоваться данными планового обследования ВТД [8, 9].
Известно, что вторая производная от профиля трубопровода является радиусом его изгиба. Поэтому если измерить радиус изгиба, возникающий при смещении блоков ГДЗ (см. рис. 2), то появляется возможность оценки НДС МГ на пересечениях с ГДЗ.
О методике оценки НДС в соответствии с нормативами [3]
Максимальные суммарные продольные напряжения от нормативных нагрузок и воздействий для упругоизогнутых и прямолинейных участков подземных трубопроводов рассчитываются по формуле
<пр =№кц -аЕЛ ±<и,
(1)
где Лt - температурный перепад (расчетный) (принимается при нагревании положительным), °С; ц - коэффициент Пуассона (поперечной деформации); <Пц - кольцевые напряжения, возникающие от давления газа внутри трубы, МПа; а - коэффициент линейного расширения; <и - напряжение упругого изгиба, МПа, рассчитывается по формуле
<и = ED|2р, (2)
р - радиус упругого изгиба участка трубопровода; Е -модуль упругости для стали трубы, МПа; D - внутренний диаметр трубопровода, мм.
£
У
Любое отклонение от прямолинейности приводит к изменению р, а значит, отражается на величине продольных напряжений. Таким образом, непосредственное измерение радиуса упругого или упруго-пластического изгиба р, например, в процессе проведении ВТД позволяет выявить потенциально опасные участки и получить первичную оценку их НДС. Такой метод, реализованный путем анализа деформации конструкции (в нашем случае трубопровода), можно считать прямым способом измерения НДС [7].
Данный способ обладает простотой, надежностью, достаточной точностью (от 4000 м) и позволяет контролировать весь трубопровод, а не только отдельные его части, доступные к наружному обследованию. Метод позволяет проводить диагностику НДС МГ без остановки транспортировки продукта и вскрытия трубопровода [7].
При проектировании линейной части магистральных трубопроводов участки прямолинейные и проложенные упругим изгибом в соответствии с [4] не должны быть радиусом менее 1000D, то есть, если выявляется радиус изгиба менее 1000D, можно отнести его к непроектному.
Оценивая требование 1000D [4], его, безусловно, можно считать обоснованным применительно к новому строительству, но, по умолчанию, оно переносится на весь срок эксплуатации МГ, главным образом потому, что механизма контроля этого параметра до последнего времени не существовало. В связи с появлением новой технологии выявления фактических радиусов упругого и упругопластического изгиба МГ это требование вступает в противоречие с его фактическим состоянием.
В [10] приводится научное обоснование критериев опасности радиусов изгиба р:
- 1000D и выше - нормативная область [4];
- 500D и выше - область, где трубная сталь группы прочности К60 гарантированно сохраняет упругие свойства;
- 250D и менее, что при переводе в изгибные напряжения составляет около 400 МПа и более, в соответствии с [3] являются недопустимыми;
- (250-500)D - область, требующая аналитической оценки в каждом конкретном случае.
С 2015 года эти положения отражены в отчетах ВТД НПЦ «Внутритрубная диагностика» (основная подрядная организация ПАО «Газпром» по внутритрубной диагностике), где на обследованном участке указываются все выявленные участки с радиусом изгиба 500D и менее. Информация содержит: линейную координату, порядковый номер трубы, минимальный радиус в метрах (включая отводы холодного гнутья (ОХГ)), минимальный радиус изгиба в диаметрах, его направление в часовых координатах. В качестве примера на рис. 4 приводится график радиусов изгиба на пересечении с ГДЗ, по данным ВТД 2015 года. ГДЗ представляет собой овраг с отводами холодного гнутья.
| Рис. 3. Участок МГ, пересекающий ГДЗ № 29
| Рис. 4. График радиусов изгиба участка МГ на пересечении с ГДЗ
/1
А" /
V -
отводы
50й
л
1 500 1
/ 1\ А
л -4 )001
У л \1 —
78580 78620 78660 78680
78720 78760 78800 78840 78880 Расстояние от камеры запуска, м
78920 78960 79000 79040
Из графика видно, что на участке протяженностью 450 м (78 600-79 050) имеются:
- 9 участков с радиусами изгиба менее 1000D общей протяженностью около 235 м, что составляет более 60% общей протяженности;
- 3 участка с радиусами изгиба менее 500D с координатами 78 706,8 м, 78 919,8 м и 78 980,0 м общей протяженностью 55 м;
- участок с радиусами изгиба менее 500D - 78776,4 м.
Аналогичные данные приводятся в работе [11], где показано, что на прямолинейном участке протяженностью 400 м имеются 11 участков с радиусом изгиба менее 1000D общей протяженностью около 30%. Появление технологии измерения радиусов изгиба [7] позволило объективно отражать фактическое линейно-высотное положение конкретного участка, его радиусы изгиба, их направление. Но если в отчетах ВТД приводить участки с ненормативным радиусом изгиба (менее 1000D), то придется внести 100% обследованной протяженности. В настоящее время средствами ВТД оснащено около 120 тыс км линейной части МГ ПАО «Газпром», получается, что они в основном не соответствуют нормам [4], примерно такая же картина по другим (не оснащенным ВТД) МГ.
Плановые, каждые два-три года, обследования средствами ВТД позволяют оценить динамику изменения радиусов изгиба. В качестве примера в табл. 1 приводятся сравнительные данные ВТД за 2015 и 2017 годы [9, 12] на пересечениях с ГДЗ, где изменяются минимальные радиусы изгиба:
- участок ГДЗ 16а (рис. 4);
- участок ГДЗ 16 (относительно сложный вариант).
На примере ГДЗ № 16 видно, что радиусы изгиба могут изменяться в обе стороны: уменьшаться (трубы № 9796, 9804, 9826, 9841) и увеличиваться (№ 9798, 9816, 9866). Ось трубопровода представляет собой три волны синусоиды: выпуклая
№ участка
16
16а
оо
107050,0
ОН
вниз - труба № 9796 (5,5 ч); вверх - № 9798 (0,8); вниз - № 9804 (5,8); вверх -№ 9816 (11,1); вниз - № 9826, 9835 (4,8; 6,6); вверх - № 9841, 9866 (11,7; 0,1). В 2017 году критерий 500D преодолели трубы № 9826 и 9841. В обратную сторону - увеличился радиус изгиба на трубе № 9866. Это свидетельствует, что подземный трубопровод представляет собой натянутую нить и если на каком-то участке радиус изгиба уменьшается, то на другом увеличивается. В некоторых случаях происходит смещение направления (часовой координаты), например труба № 9796 с 5,5 ч в 2015 году до 5,8 ч в 2017-м.
Кроме того, участок трубы № 9804 подлежит ремонту, так как радиус изгиба менее 250D с тенденцией к дальнейшему уменьшению (240D в 2015 году до 235D в 2017-м).
На рис. 5 приводится укрупненная схема радиусов изгиба на пересечениях МГ с ГДЗ № 16а, где отражены радиусы изгибов менее 500D (укрупненная в данном случае означает без учета радиусов на участках, где они более 500D).
В отличие от рис. 4, в верхней части этой схемы указаны участки с выпуклостью вверх с 9 до 3 ч, в нижней -выпуклостью вниз с 3 до 9 ч. Также в нижней части приведены номера труб, в верхней - линейные координаты.
При анализе картины НДС принято исходить из того, что трубопровод построен по нормам [3, 4], то есть участок прямолинейный или с радиусом упругого изгиба не менее 1000D, а значит, имеющиеся несоответствия нормативам [4] по радиусам изгиба вызваны факторами, возникшими при эксплуатации. После 33 лет эксплуатации таким фактором вероятнее всего является ГДЗ.
Особенность этой ГДЗ в том, что, по данным 2015 года, радиусы изгиба трубопровода менее 500D отсутствовали (табл. 1), а в 2017 году образовались три участка, где радиусы менее этой величины (трубы № 9625 [385D; 1,7 часа], 9630 [476D; 6,3], 9638 [387D; 11,5]). Расстояние между минимальными радиусами изгиба составило 46,5 м и 96,5 м, изгиб - в вертикальной плоскости. Общая протяженность зоны сдвига в центре ГДЗ около 100 м. Очевидно, что и в 2015 году на этом участке уже имелись радиусы изгиба, но более 500D. За два года между обследованиями центр ГДЗ опустился, а края поднялись и радиусы изгиба перешли критерий 500D.
Таким образом, установлено, что приведенные ГДЗ активны, направление движения блоков - преимущественно вертикальное, протяженность ГДЗ № 16а около 100 м - это граница, где меняется знак напряжений. Другими словами, средствами ВТД также решена обратная задача - выявления ГДЗ. Данные о современных надвигах земной поверхности на Западном Урале подтверждаются.
Параметры транспорта газа (температура и давление) при пропусках внутритрубных инспекционных снарядов, согласно отчетам ВТД были практически одинаковыми.
Таблица 1
Данные по ПОУ, выявленные ВТД в 2015 и 2017 гг.
№ труб в Границы ГДЗ, м границах ГДЗ (по ВТД)
109 000-110 000 9 797-9 883
107 000-107 200 9 623-9 640
№ трубы; радиус изгиба, м; ч (ВТД, 2015 г.) № трубы; радиус изгиба, м; ч (ВТД, 2017 г.); радиус увеличился + %, уменьшился - %
9796 (44Щ 5,5) 9796 (388D; 5,8) [-12%]
9798 (356D; 0,8) 9798 (45Щ 11,7) [+27%]
9804 (240D; 5,8) 9804 (235D; 5,8) [-2%]
9816 (379D; 11,3) 9816 (487D; 11,1) [+28%]
- 9826 (449D; 4,8)
9835 (360D; 6,5) 9835 (382D; 6,6) [+6%]
- 9841 (433D; 11,7)
9866 (373D; 0,1) -
- 9625 (385D; 1,7)
- 9630 (476D; 6,3)
- 9638 (387D; 11,5)
| Рис. 5. Схема радиусов изгиба ГДЗ № 16а
107096,5
107186,0
) [3850],1.7 г ¡М3870], 11.5 \ 50СЮ
46.5 1360 Расстояние, м
0
4760], 6.3 50СЮ
25СЮ
9630
25СЮ
100м
шшдш
Номер трубы _
--ДШТТ
Выводы
1. По данным Российской академии наук на Западном Урале прослежены надвиги общей протяженностью до 400 км, что может означать подвижки земной поверхности, с возникновением или активизацией геодинамических зон, которые вовлекают в него подземные магистральные трубопроводы. В свою очередь, изменение положения трубопровода приводит к изменению его напряженно-деформированного состояния.
2. Для оценки НДС использовалась новая технология измерения средствами ВТД радиусов изгиба, возникающих от воздействия ГДЗ, а через них изгибных напряжений, то есть ПОУ. Кроме того, технология позволяет построить фактический профиль обследуемого участка, в том числе направление надвигов.
3. Обследования МГ по этой технологии показало, что требования нормативов, по минимально допустимому радиусу изгиба 1000D и более, после эксплуатации за рамками амортизационного срока (33 лет и более) преимущественно не выполняются.
4. В отчетах ВТД указываются все участки линейной части МГ с ненормативными радиусами изгиба 500D и менее, что позволяет выявлять ПОУ. При повторном пропуске снарядов ВТД, каждые два-три года обследования позволяют оценивать динамику изменения радиусов изгиба, а также выявлять активные ГДЗ.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Давлетов М.И. Исходные параметры для расшифровки геологических факторов аварий трубопроводов на территории Башкортостана // Мат. V Российского энергетического форума «Энергоэффективность. Проблемы и решения». Уфа, 2005. С. 232-237.
2. Давлетов М.И. Неотектонические движения по зонам разломов на трассах трубопроводов северо-запада и запада Башкирии // Мат. V Российского энергетического форума «Энергоэффективность. Проблемы и решения». Уфа, 2005. С. 238-241.
3. СП 36.13330.2012 Магистральные трубопроводы (Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85* с изменениями и дополнениями). URL: http://docs.cntd.ru/document/1200103173 (дата обращения: 13.05.2019).
4. СП 86.13330.2012. Магистральные трубопроводы. (Актуализированная редакция СНиП III-42-80*). URL.: http:// docs.cntd.ru/document/1200102566 (дата обращения: 13.05.2019).
5. Исламов, И.М. О геодинамических воздействиях на магистральный газопровод // Мат. XIII Междунар. учеб. науч.-практ. конф. «Трубопроводный транспорт - 2018». Уфа: Изд-во УГНТУ, 2018. С. 74-75.
6. Фигаров Э.Н. Оценка напряженного состояния подземного трубопровода, пересекающего зоны активных тектонических разломов // Трубопроводный транспорт: теория и практика, 2012. № 6. С. 39-42.
7. Патент РФ № 2602327 МПК F16L 1/00 Способ определения потенциально опасного участка трубопровода с непроектным уровнем напряженно-деформированного состояния: заявка на изобретение / Усманов Р.Р., Чучкалов М.В., Аскаров Р.М., Закирьянов Р.В. Опубл. 20.11.2016. Бюл. № 32.
8. Аскаров Р.М., Валеев А.Р., Исламов И.М. и др. Оценка по данным ВТД напряженно-деформированного состояния газопровода, расположенного в зоне действия геодинамических процессов // Изв. ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 2019. № 11. С. 147-155.
9. Отчет по внутритрубной дефектоскопии газопровода Уренгой-Петровск. М.: НПЦ «Внутритрубная диагностика», 2015. 974 с.
10. 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, 2017. № 6. С. 28-33.
11. Мастобаев Б.Н., Аскаров Р.М., Китаев С.В. и др. Напряженно-деформированное состояние газопровода на пересечениях с геодинамическими зонами по данным неоднократной внутритрубной дефектоскопии // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2017. № 6. С. 50-57.
12. Отчет по внутритрубной дефектоскопии газопровода Уренгой-Петровск. М.: Внутритрубная диагностика, 2017. 1032 с.
REFERENCES
1. Davletov M.I. Iskhodnyye parametry dlya rasshifrovki geologicheskikh faktorov avariy truboprovodov na territorii Bashkortostana [Initial parameters for decoding geological factors of pipeline accidents in the territory of Bashkortostan]. Trudy V Rossiyskogo energeticheskogo foruma. «Energoeffektivnost'. Problemy i resheniya» [Proc. of V Russian Energy Forum. "Energy Efficiency. Problems and solutions"]. Ufa, 2005, pp. 232-237.
2. Davletov M.I. Neotektonicheskiye dvizheniya po zonam razlomov na trassakh truboprovodov severo-zapada i zapada Bashkirii [Neotectonic movements along fault zones at pipelines of the north-west and west of Bashkiria]. Trudy V Rossiyskogo energeticheskogo foruma. «Energoeffektivnost. Problemy i resheniya» [Proc. of V Russian Energy Forum. "Energy Efficiency. Problems and solutions"]. Ufa, 2005, pp. 238-241.
3. SP 36.13330.2012 Magistral'nyye truboprovody (Aktualizirovannaya redaktsiya SNiP 2.05.06-85* s izmeneniyami i dopolneniyami) (SP 36.13330.2012 Main pipelines (Updated version of SNiP 2.05.06-85 * with amendments and additions)) Available at: http://docs.cntd.ru/document/1200103173 (accessed 13 May 2019).
4. SP 86.13330.2012. Magistral'nyye truboprovody. (Aktualizirovannaya redaktsiya SNiP III-42-80*) (SP 86.13330.2012. Trunk pipelines. (Updated version of SNiP III-42-80 *)) Available at: http://docs.cntd.ru/document/1200102566 (accessed 13 May 2019).
5. Islamov, I.M. O geodinamicheskikh vozdeystviyakh na magistral'nyy gazoprovod [On the geodynamic effects on the main gas pipeline]. Trudy XIII Mezhd. ucheb. nauch.-prakt. konf. «Truboprovodnyy transport - 2018» [XIII International educational and scientific practical conference "Pipeline transport-2018"]. Ufa, 2018, pp. 74-75.
6. Figarov E.N. Assessment of the stress state of an underground pipeline crossing active tectonic fault zones. Truboprovodnyy transport: teoriya i praktika, 2012, no. 6, pp. 39-42 (In Russian).
7. Usmanov R.R., Chuchkalov M.V., Askarov R.M., Zakir'yanov R.V. Sposob opredeleniya potentsial'no opasnogo uchastka truboprovoda s neproyektnym urovnem napryazhenno-deformirovannogo sostoyaniya [Method for determining a potentially dangerous section of a pipeline with a non-projected level of stress-strain state]. Patent RF, no. 2602327, 2016.
8. Askarov R.M., Valeyev A.R., Islamov I.M. Estimation according to the ILI of the stress-strain state of a gas pipeline located in the geodynamic processes zone. Izv. Tomskogo politekhnicheskogo universiteta. Inzhiniring georesursov, 2019, no. 11, pp. 147-155 (In Russian).
9. Otchet po vnutritrubnoy defektoskopii gazoprovoda Urengoy-Petrovsk [Report on in-line flaw detection of Urengoy
- Petrovsk gas pipeline]. Moscow, NPTS Vnutritrubnaya diagnostika Publ., 2015. 974 p.
10. Askarov R.M., Gumerov K.M., Kukushkin A.N., Islamov I.M. On the actual bending radii of the linear part of gas pipelines. Truboprovodnyy transport: teoriya i praktika, 2017, no. 6, pp. 28-33 (In Russian).
11. Mastobayev B.N., Askarov R.M., Kitayev S.V. The stress-strain state of a gas pipeline at intersections with geodynamic zones according to repeated in-line flaw detection data. Transport i khraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2017, no. 6, pp. 50-57 (In Russian).
12. Otchet po vnutritrubnoy defektoskopii gazoprovoda Urengoy-Petrovsk [Report on in-line flaw detection of Urengoy
- Petrovsk gas pipeline]. Moscow, NPTS Vnutritrubnaya diagnostika Publ., 2017. 1032 p.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРЕ / INFORMATION ABOUT THE AUTHOR
Исламов Ильдар Магзумович, аспирант, Уфимский государственный Ildar M. Islamov, Postgraduate, Ufa State Petroleum Technological нефтяной технический университет. University.
